RU2649224C2

RU2649224C2 - Dynamic monitor of power transmission lines in real time

Info

Publication number: RU2649224C2
Application number: RU2015114578A
Authority: RU
Inventors: Кит И. ЛИНДСИ; Филип И. СПИЛЛЭЙН; Ан-Чиун ВАН
Original assignee: Линдси Мэньюфэкчуринг Компани
Priority date: 2013-03-12
Filing date: 2014-03-12
Publication date: 2018-03-30
Also published as: AU2014248553A1; AU2018200403B2; RU2015114578A; SI2986992T1; EP2986992B1; US9784766B2; US20140266237A1; EP2986992A2; CN105579858B; WO2014165217A2; AU2018200403A1; CA2941358C; EP2986992A4; CA2941358A1; AU2018200403B9; WO2014165217A3; US20180031611A1; CN105579858A

Abstract

FIELD: measuring equipment.

SUBSTANCE: invention relates to electrical measuring equipment. Overhead transmission line monitor contains a casing that is installed on the transmission line. At that, casing comprises a base part and a cover portion connected to the base portion and defining the casing cavity together with the base portion. Moreover, the cover is movable relative to the other base part. At that, part of the cover is made of a semiconductor material.

EFFECT: technical result is in eliminating of the corona discharge.

22 cl, 24 dwg

Description

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF THE INVENTION

[0001] Аспекты вариантов осуществления настоящего изобретения относятся к динамическому монитору линий электропередачи в реальном времени, к системе динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени и к способу мониторинга линии электропередачи с их помощью.[0001] Aspects of embodiments of the present invention relate to a real-time dynamic power line monitor, a real-time dynamic power line monitoring system, and a method for monitoring a power line using them.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND

[0002] Линии электропередачи используются для того, чтобы подавать электроэнергию, и могут охватывать большие расстояния. Дополнительно, расстояние между опорными точками линии электропередачи может быть большим, и величина, на которую может опускаться или провисать линия электропередачи между опорными точками, может варьироваться в зависимости от различных факторов, таких как температура линии электропередачи вследствие температуры окружающей среды или величины тока, проходящего через и нагревающего линию электропередачи, либо факторов внешней среды, таких как ветер и атмосферные осадки. Когда линия электропередачи опускается на определенную величину, она может контактировать с таким объектом, как дерево, и в результате прерывается передача мощности.[0002] Power lines are used to supply electricity, and can span large distances. Additionally, the distance between the reference points of the power line can be large, and the amount by which the power line can drop or sag between the reference points can vary depending on various factors, such as the temperature of the power line due to the ambient temperature or the amount of current passing through and heating the power line, or environmental factors such as wind and precipitation. When the power line drops by a certain amount, it can come into contact with an object such as a tree, and as a result, power transmission is interrupted.

[0003] В связи с этим, желательно, чтобы местоположение линии электропередачи в пространстве было известно. Дополнительно, правила могут требовать, чтобы местоположения линий электропередачи в пространстве были известны. Для прогнозирования или аппроксимации местоположений линий электропередачи в пространстве используются некоторые технологии, к примеру, технологии на основе лазерного сканирования с использованием вертолетов и прогнозирования на сутки вперед на основе оцененной величины тока, который должен проходить через линию электропередачи, а также ранее собранных данных для прогнозных погодных параметров. Тем не менее, такие технологии являются статическими, а не динамическими, и не выдают в результате местоположение в реальном времени линии электропередачи в пространстве на основе измерений в реальном времени.[0003] In this regard, it is desirable that the location of the power line in space be known. Additionally, the rules may require that the locations of power lines in space be known. Some technologies are used to predict or approximate the locations of power lines in space, for example, technologies based on laser scanning using helicopters and day-ahead forecasting based on the estimated amount of current that must pass through the power line, as well as previously collected data for forecast weather parameters. However, such technologies are static rather than dynamic, and do not result in real-time location of power lines in space based on real-time measurements.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION

[0004] Согласно аспекту вариантов осуществления настоящего изобретения, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени включает в себя кожух, сконфигурированный с возможностью принимать провод линии электропередачи через полость, и датчик для того, чтобы измерять или определять свойство линии электропередачи, такое как температура, позиция, ток, ускорение/вибрация, наклон, вращение и/или расстояние от объекта.[0004] According to an aspect of embodiments of the present invention, a real-time dynamic power line monitor includes a housing configured to receive a power line wire through a cavity, and a sensor for measuring or determining a property of the power line, such as temperature, position , current, acceleration / vibration, tilt, rotation and / or distance from the object.

[0005] Согласно другому аспекту вариантов осуществления настоящего изобретения, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени сконфигурирован с возможностью отправлять сигнал, такой как RF-сигнал, при предотвращении или уменьшении коронного разряда. Сигнал может отправляться в другой монитор линии или в станцию мониторинга, например, и может содержать информацию в реальном времени, связанную со свойством линии электропередачи, измеряемым или считываемым посредством монитора линий электропередачи.[0005] According to another aspect of embodiments of the present invention, a real-time dynamic power line monitor is configured to send a signal, such as an RF signal, while preventing or reducing corona discharge. The signal may be sent to another line monitor or to a monitoring station, for example, and may contain real-time information related to the property of the power line, measured or read by the power line monitor.

[0006] Согласно другому аспекту вариантов осуществления настоящего изобретения, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени может устанавливаться на линии электропередачи и является самопитаемым посредством тока линии электропередачи.[0006] According to another aspect of embodiments of the present invention, a real-time dynamic power line monitor can be installed on the power line and is self-feeding by the power line current.

[0007] Согласно другому аспекту вариантов осуществления настоящего изобретения, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени может устанавливаться на линии электропередачи под напряжением через технологию с использованием штанги для работы под напряжением или непосредственных прикосновений руками.[0007] According to another aspect of embodiments of the present invention, a real-time dynamic power line monitor can be mounted on an live power line through technology using an live power rod or direct hand touch.

[0008] Согласно другому аспекту вариантов осуществления настоящего изобретения, система динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени включает в себя динамический монитор линий электропередачи в реальном времени, имеющий аспекты и свойства, как описано выше, который сконфигурирован с возможностью отправлять информацию в реальном времени, связанную с одним или более свойств (например, температурой, позицией, током, ускорением, вибрацией, наклоном, вращением и/или расстоянием от объекта) линии электропередачи, по меньшей мере, в одно из другого монитора линий электропередачи или станции мониторинга.[0008] According to another aspect of embodiments of the present invention, a real-time dynamic power line monitoring system includes a real-time dynamic power line monitor having aspects and properties as described above, which is configured to send real-time information related with one or more properties (e.g. temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation and / or distance from an object) of a power line, at least her least one of the other monitors or power lines monitoring station.

[0009] Согласно другому аспекту вариантов осуществления настоящего изобретения, способ динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени включает в себя установку динамического монитора линий электропередачи в реальном времени, имеющего аспекты и свойства, как описано выше, на линии электропередачи и удаленное отслеживание информации в реальном времени, связанной с линией электропередачи, которая передается из монитора.[0009] According to another aspect of embodiments of the present invention, a method for dynamically monitoring power lines in real time includes installing a dynamic monitor for power lines in real time having aspects and properties, as described above, on the power lines and remotely tracking information in real time associated with the power line that is transmitted from the monitor.

[0010] Согласно одному примерному варианту осуществления настоящего изобретения, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени включает в себя: кожух, устанавливаемый на линии электропередачи, причем кожух включает в себя: базовую часть; и часть крышки, соединенную с базовой частью и задающую полость кожуха вместе с базовой частью, причем, по меньшей мере, одна из части крышки или базовой части является подвижной относительно другой между открытой позицией кожуха, в которой отрезок линии электропередачи может приниматься в полости, и закрытой позицией кожуха, в которой отрезок линии электропередачи удерживается в полости; датчик, сконфигурированный с возможностью считывать в реальном времени, по меньшей мере, одно из температуры, позиции, тока, ускорения, вибрации, наклона, вращения или расстояния до ближайшего объекта; и антенну в полости кожуха, причем антенна сконфигурирована с возможностью передавать сигнал, включающий в себя информацию, считываемую посредством датчика, из монитора в реальном времени.[0010] According to one exemplary embodiment of the present invention, a real-time dynamic power line monitor includes: a casing mounted on a power line, the casing including: a base portion; and a part of the cover connected to the base part and defining a cavity of the casing together with the base part, wherein at least one of the part of the cover or base part is movable relative to the other between the open position of the casing, in which a section of the power line can be received in the cavity, and the closed position of the casing, in which the length of the power line is held in the cavity; a sensor configured to read in real time at least one of a temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation, or distance to a nearby object; and an antenna in the cavity of the casing, the antenna being configured to transmit a signal including information read by the sensor from the monitor in real time.

[0011] Часть крышки может включать в себя полупроводниковый материал. В одном варианте осуществления, толщина части крышки может быть меньше одной десятой глубины скин-слоя полупроводникового материала, в котором блокируются радиоволны. В одном варианте осуществления, полупроводниковый материал имеет удельное сопротивление приблизительно 10-20 кОм/см², и часть крышки имеет толщину приблизительно 0,125 дюймов.[0011] The portion of the cap may include a semiconductor material. In one embodiment, the thickness of a portion of the lid may be less than one tenth of the depth of the skin layer of a semiconductor material in which radio waves are blocked. In one embodiment, the semiconductor material has a resistivity of about 10-20 kΩ / cm ² , and a portion of the cap has a thickness of about 0.125 inches.

[0012] В одном варианте осуществления, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени дополнительно включает в себя первую часть выравнивания и вторую часть выравнивания, соответствующую первой части выравнивания и сконфигурированную с возможностью зацеплять первую часть выравнивания для выравнивания части крышки на базовой части. Первая часть выравнивания может включать в себя конусообразный выступ, вытянутый в сторону части крышки, и вторая часть выравнивания может включать в себя паз, имеющий форму, соответствующую форме упомянутого выступа, для приема упомянутого выступа.[0012] In one embodiment, the real-time dynamic power line monitor further includes a first alignment portion and a second alignment portion corresponding to the first alignment portion and configured to engage the first alignment portion to align the cover portion on the base portion. The first alignment portion may include a cone-shaped protrusion extended toward the portion of the lid, and the second alignment portion may include a groove having a shape corresponding to the shape of said protrusion to receive said protrusion.

[0013] В одном варианте осуществления, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени питается посредством тока линии электропередачи.[0013] In one embodiment, the real-time dynamic power line monitor is powered by the power line current.

[0014] Датчик может включать в себя, по меньшей мере, одно из лидарного датчика, лазерного датчика, температурного датчика или акселерометра.[0014] The sensor may include at least one of a lidar sensor, a laser sensor, a temperature sensor, or an accelerometer.

[0015] В одном варианте осуществления, датчик включает в себя температурный датчик, и динамический монитор линий электропередачи в реальном времени дополнительно включает в себя целевую часть, находящуюся в контакте с линией электропередачи, причем температурный датчик сконфигурирован с возможностью считывать температуру целевой части. Целевая часть может включать в себя алюминиевый целевой участок с управляемым коэффициентом излучения для точного измерения температуры, к примеру, анодированный с чернением.[0015] In one embodiment, the sensor includes a temperature sensor, and the real-time dynamic power line monitor further includes a target portion in contact with the power line, the temperature sensor configured to read the temperature of the target portion. The target portion may include an aluminum target portion with a controlled emissivity for accurate temperature measurement, for example, anodized with blackening.

[0016] В одном варианте осуществления, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени дополнительно включает в себя передвижной болт и прижимную часть, зацепленную с передвижным болтом и включающую в себя механизм смещения, смещающий кожух в направлении открытой позиции, причем прижимная часть может опускаться при проворачивании передвижного болта для того, чтобы перемещать кожух в закрытую позицию, и может дополнительно опускаться при дополнительном проворачивании передвижного болта для того, чтобы удерживать линию электропередачи после того, как кожух находится в закрытой позиции.[0016] In one embodiment, the real-time dynamic power line monitor further includes a movable bolt and a clamping portion engaged with the movable bolt and including a biasing mechanism that biases the housing toward an open position, wherein the clamping portion may lower when rotated of the movable bolt in order to move the casing to the closed position, and may additionally lower with the additional rotation of the movable bolt in order to hold the line troperedachi after housing is in the closed position.

[0017] В одном варианте осуществления, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени дополнительно включает в себя блок электроники в кожухе и сконфигурирован с возможностью принимать информацию из датчика и инструктировать антенне передавать сигнал, включающий в себя информацию.[0017] In one embodiment, the real-time dynamic power line monitor further includes an electronics unit in a housing and is configured to receive information from a sensor and instruct the antenna to transmit a signal including information.

[0018] Согласно другому примерному варианту осуществления настоящего изобретения, система динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени включает в себя: динамический монитор линий электропередачи в реальном времени, включающий в себя кожух, устанавливаемый на линии электропередачи, датчик, сконфигурированный с возможностью считывать в реальном времени, по меньшей мере, одно из температуры, позиции, тока, ускорения, вибрации, наклона, вращения или расстояния до ближайшего объекта, и антенну в полости кожуха, причем антенна сконфигурирована с возможностью передавать сигнал, включающий в себя информацию, считываемую посредством датчика, из монитора в реальном времени; и удаленное приемное устройство, принимающее сигнал из динамического монитора линий электропередачи в реальном времени.[0018] According to another exemplary embodiment of the present invention, a real-time dynamic power line monitoring system includes: a real-time dynamic power line monitor, including a housing mounted on the power line, a sensor configured to read in real time at least one of temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation or distance to the nearest object, and an antenna in the cavity of the casing, and Enna configured to transmit a signal including the information read by the sensor from the monitor in real time; and a remote receiving device receiving a signal from a dynamic monitor of power lines in real time.

[0019] Удаленное приемное устройство может включать в себя, по меньшей мере, одно из станции мониторинга или другого динамического монитора линий электропередачи в реальном времени.[0019] The remote receiving device may include at least one of a monitoring station or other dynamic real-time power line monitor.

[0020] Удаленное приемное устройство может включать в себя компьютер для того, чтобы накапливать данные из датчика и вычислять динамические режимы нагрузки линий электропередачи в реальном времени для критического пролета линии электропередачи с использованием данных, накопленных из датчика, местных погодных данных и установленного алгоритма.[0020] The remote receiving device may include a computer in order to accumulate data from the sensor and calculate dynamic load modes of power lines in real time for a critical span of a power line using data accumulated from the sensor, local weather data, and an established algorithm.

[0021] Компьютер может вычислять режим максимальной нагрузки линий для линии электропередачи на следующий день с использованием накопленных данных и прогноза погоды на следующий день.[0021] The computer can calculate the maximum line load mode for the next day power line using the accumulated data and the next day weather forecast.

[0022] Система может быть сконфигурирована с возможностью предпринимать корректирующее действие на основе, по меньшей мере, одного из считываемого расстояния до ближайшего объекта или вычисленных динамических режимов нагрузки линий электропередачи в реальном времени.[0022] The system can be configured to take a corrective action based on at least one of the readable distance to the nearest object or the calculated dynamic load modes of power lines in real time.

[0023] Согласно другому примерному варианту осуществления настоящего изобретения, способ динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени включает в себя: обеспечение динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на линии электропередачи; считывание в реальном времени, по меньшей мере, одного из температуры, позиции, тока, ускорения, вибрации, наклона, вращения или расстояния до ближайшего объекта с использованием датчика динамического монитора линий электропередачи в реальном времени; и передачу сигнала, включающего в себя информацию, считываемую с использованием датчика, в удаленное приемное устройство в реальном времени.[0023] According to another exemplary embodiment of the present invention, a method for dynamically monitoring power lines in real time includes: providing a dynamic monitor of power lines in real time on the power lines; reading in real time at least one of the temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation or distance to the nearest object using the sensor of a dynamic monitor of power lines in real time; and transmitting a signal including information read using the sensor to the remote receiving device in real time.

[0024] Обеспечение динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на линии электропередачи может включать в себя установку динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на линии электропередачи в то время, когда линия электропередачи находится под напряжением. Установка динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на линии электропередачи дополнительно может включать в себя установку динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на линии электропередачи с использованием штанги для работы под напряжением или непосредственных прикосновений руками.[0024] Providing a real-time dynamic power line monitor on the power line may include installing a real-time dynamic power line monitor on the power line while the power line is energized. Installing a dynamic monitor of power lines in real time on a power line may further include installing a dynamic monitor of power lines in real time on a power line using a live rod or direct hand touch.

[0025] В одном варианте осуществления, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени включает в себя кожух, включающий в себя базовую часть и часть крышки, соединенную с базовой частью и задающую полость кожуха вместе с базовой частью, и, по меньшей мере, одна из части крышки или базовой части является подвижной относительно другой между открытой позицией кожуха, в которой часть крышки и базовая часть разнесены, и закрытой позицией кожуха, и установка динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на линии электропередачи включает в себя: вставку отрезка линии электропередачи между частью крышки и базовой частью в полость в то время, когда кожух находится в открытой позиции; и перемещение, по меньшей мере, одной из части крышки или базовой части относительно другой в закрытую позицию, чтобы удерживать отрезок линии электропередачи в полости.[0025] In one embodiment, the real-time dynamic power line monitor includes a housing including a base portion and a cover portion connected to the base portion and defining a housing cavity together with the base portion, and at least one of part of the cover or the base part is movable relative to the other between the open position of the casing, in which part of the cover and the base part are separated, and the closed position of the casing, and the installation of a dynamic monitor of power lines in real time on the line ektroperedachi includes: an insert segment transmission line between the lid portion and the base portion into the cavity while the housing is in the open position; and moving at least one of the part of the cover or the base part relative to the other to a closed position in order to hold the length of the power line in the cavity.

[0026] Датчик может включать в себя, по меньшей мере, одно из лидарного датчика, лазерного датчика, температурного датчика или акселерометра.[0026] The sensor may include at least one of a lidar sensor, a laser sensor, a temperature sensor, or an accelerometer.

[0027] Удаленное приемное устройство может включать в себя, по меньшей мере, одно из станции мониторинга или другого динамического монитора линий электропередачи в реальном времени.[0027] The remote receiving device may include at least one of a monitoring station or other dynamic real-time power line monitor.

[0028] В одном варианте осуществления, обеспечение динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на линии электропередачи включает в себя обеспечение динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на критическом пролете линии электропередачи, и способ дополнительно включает в себя вычисление динамических режимов нагрузки линий электропередачи в реальном времени с использованием местных погодных данных и установленного алгоритма.[0028] In one embodiment, providing a real-time dynamic monitoring of power lines on a power line includes providing a real-time dynamic monitoring of power lines on a critical span of a power line, and the method further includes calculating the dynamic load conditions of the power lines in real time using local weather data and the established algorithm.

[0029] Способ дополнительно может включать в себя вычисление режима максимальной нагрузки линий для линии электропередачи на следующий день с использованием данных, измеряемых посредством динамического монитора линий электропередачи в реальном времени, и прогноза погоды на следующий день.[0029] The method may further include calculating a maximum line load mode for the next day power line using data measured by the real-time dynamic power line monitor and the next day weather forecast.

[0030] Способ дополнительно может включать в себя осуществление корректирующего действия на основе, по меньшей мере, одного из считываемого расстояния до ближайшего объекта или вычисленных динамических режимов нагрузки линий электропередачи в реальном времени.[0030] The method may further include performing a corrective action based on at least one of a readable distance to the nearest object or calculated dynamic load modes of power lines in real time.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0031] Вышеприведенные и другие признаки, аспекты и преимущества изобретения должны становиться более понятными при рассмотрении нижеприведенного описания, прилагаемой формулы изобретения и прилагаемых чертежей, на которых:[0031] The above and other features, aspects, and advantages of the invention should become more apparent upon consideration of the description below, the appended claims, and the accompanying drawings, in which:

[0032] Фиг. 1 является видом снизу в перспективе динамического монитора линий электропередачи в реальном времени согласно варианту осуществления настоящего изобретения.[0032] FIG. 1 is a bottom perspective view of a real-time dynamic power line monitor according to an embodiment of the present invention.

[0033] Фиг. 2 является видом снизу монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0033] FIG. 2 is a bottom view of the power line monitor of FIG. one.

[0034] Фиг. 3 является видом сбоку в сечении монитора линий электропередачи по фиг. 1 вдоль линии 3-3.[0034] FIG. 3 is a side cross-sectional view of the power line monitor of FIG. 1 along line 3-3.

[0035] Фиг. 4 является видом снизу в перспективе монитора линий электропередачи по фиг. 1, показанного установленным на линии электропередачи.[0035] FIG. 4 is a bottom perspective view of the power line monitor of FIG. 1, shown mounted on a power line.

[0036] Фиг. 5 является видом сбоку монитора линий электропередачи по фиг. 1, показанного в открытой позиции.[0036] FIG. 5 is a side view of the power line monitor of FIG. 1 shown in an open position.

[0037] Фиг. 6 является видом спереди монитора линий электропередачи по фиг. 1, показанного в открытой позиции.[0037] FIG. 6 is a front view of the power line monitor of FIG. 1 shown in an open position.

[0038] Фиг. 7 является покомпонентным видом сверху в перспективе монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0038] FIG. 7 is an exploded top perspective view of the power line monitor of FIG. one.

[0039] Фиг. 8 является видом сверху в перспективе базовой части кожуха монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0039] FIG. 8 is a top perspective view of the base portion of the casing of the power line monitor of FIG. one.

[0040] Фиг. 9 является видом снизу в перспективе базовой части по фиг. 8.[0040] FIG. 9 is a bottom perspective view of the base part of FIG. 8.

[0041] Фиг. 10 является видом сверху части крышки кожуха монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0041] FIG. 10 is a top view of a portion of a cover of a casing of a power line monitor of FIG. one.

[0042] Фиг. 11 является видом сбоку в перспективе части крышки кожуха по фиг. 10.[0042] FIG. 11 is a side perspective view of a portion of the housing cover of FIG. 10.

[0043] Фиг. 12 является видом спереди в сечении части крышки по фиг. 10 вдоль линии 12-12.[0043] FIG. 12 is a front sectional view of a portion of the cap of FIG. 10 along line 12-12.

[0044] Фиг. 13 является видом сверху в перспективе нижней непроводящей части кожуха монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0044] FIG. 13 is a top perspective view of a lower non-conductive portion of a casing of a power line monitor of FIG. one.

[0045] Фиг. 14 является видом снизу в перспективе нижней непроводящей части по фиг. 13.[0045] FIG. 14 is a bottom perspective view of the lower non-conductive portion of FIG. 13.

[0046] Фиг. 15 является видом сверху в перспективе верхней непроводящей части кожуха монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0046] FIG. 15 is a top perspective view of the upper non-conductive portion of the casing of the power line monitor of FIG. one.

[0047] Фиг. 16 является видом снизу в перспективе верхней непроводящей части по фиг. 15.[0047] FIG. 16 is a bottom perspective view of the upper non-conductive portion of FIG. fifteen.

[0048] Фиг. 17 является видом сверху в перспективе прижима монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0048] FIG. 17 is a top perspective view of a clamp of the power line monitor of FIG. one.

[0049] Фиг. 18 является покомпонентным видом сверху в перспективе блока электроники монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0049] FIG. 18 is an exploded top perspective view of the power line monitor electronics unit of FIG. one.

[0050] Фиг. 19A и 19B являются видами сверху и сбоку, соответственно, целевого участка для считывания температуры монитора линий электропередачи по фиг. 1.[0050] FIG. 19A and 19B are top and side views, respectively, of a target portion for reading a temperature of the power line monitor of FIG. one.

[0051] Фиг. 20 является схематичным видом динамического монитора линий электропередачи в реальном времени, установленного на линии электропередачи, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.[0051] FIG. 20 is a schematic view of a real-time dynamic power line monitor installed on a power line according to an embodiment of the present invention.

[0052] Фиг. 21A и 21B являются схематичными видами, соответственно, иллюстрирующими вращение и наклон динамического монитора линий электропередачи в реальном времени, установленного на линии электропередачи, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.[0052] FIG. 21A and 21B are schematic views, respectively, illustrating the rotation and tilt of a real-time dynamic power line monitor installed on a power line according to an embodiment of the present invention.

[0053] Фиг. 22 является схематичным видом системы динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.[0053] FIG. 22 is a schematic view of a real-time power line dynamic monitoring system according to another embodiment of the present invention.

[0054] Фиг. 23 является блок-схемой последовательности операций, показывающей операции способа динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно варианту осуществления настоящего изобретения.[0054] FIG. 23 is a flowchart showing operations of a method for dynamically monitoring power lines in real time according to an embodiment of the present invention.

[0055] Фиг. 24 является блок-схемой последовательности операций, показывающей операции способа динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения.[0055] FIG. 24 is a flowchart showing operations of a method for dynamically monitoring power lines in real time according to another embodiment of the present invention.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

[0056] В нижеприведенном подробном описании, в качестве иллюстрации показаны и описаны определенные примерные варианты осуществления настоящего изобретения. Специалисты в данной области техники должны понимать, что описанные примерные варианты осуществления могут модифицироваться различными способами без отступления от сущности и объема настоящего изобретения. Соответственно, чертежи и описание должны рассматриваться как иллюстративные, а не ограничивающие по своему характеру.[0056] In the following detailed description, certain exemplary embodiments of the present invention are shown and described by way of illustration. Those skilled in the art should understand that the described exemplary embodiments may be modified in various ways without departing from the spirit and scope of the present invention. Accordingly, the drawings and description are to be regarded as illustrative and not restrictive in nature.

[0057] Со ссылкой на фиг. 1-4, динамический монитор 100 линий электропередачи в реальном времени согласно варианту осуществления настоящего изобретения включает в себя кожух 102, имеющий внутреннюю полость 104. Монитор 100 линий электропередачи может устанавливаться на линии 10 электропередачи (см., например, фиг. 5) и дополнительно включает в себя один или более датчиков 110, сконфигурированных с возможностью считывать в реальном времени, по меньшей мере, одно из температуры, позиции, тока, ускорения/вибрации, наклона, вращения или расстояния линии 10 электропередачи от объекта, и антенны 112, сконфигурированную с возможностью передавать сигнал, включающий в себя информацию, считываемую посредством датчика 110, из монитора 100 линий электропередачи в реальном времени.[0057] With reference to FIG. 1-4, the real-time dynamic power line monitor 100 according to an embodiment of the present invention includes a housing 102 having an internal cavity 104. The power line monitor 100 may be mounted on the power line 10 (see, for example, FIG. 5) and further includes one or more sensors 110 configured to read in real time at least one of a temperature, position, current, acceleration / vibration, tilt, rotation, or distance of a power line 10 from a volume kta, and antenna 112, configured to transmit a signal including information read by sensor 110 from real-time power line monitor 100.

[0058] Один или более датчиков 110 сконфигурированы с возможностью считывать в реальном времени, по меньшей мере, одно из температуры, позиции, тока, ускорения, наклона, вращения или расстояния линии 10 электропередачи от объекта 15. Один или более датчиков 110, в одном варианте осуществления, включают в себя акселерометр 113 для измерения частотного спектра вибраций или наклона и вращения линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, акселерометр 113 представляет собой акселерометр на основе микроэлектромеханических систем. Один или более датчиков 110, в одном варианте осуществления, включают в себя температурный датчик 114, сконфигурированный с возможностью измерять температуру линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, температурный датчик 114 измеряет температуру в местоположении линии 10 электропередачи, которое находится в полости 104 кожуха 102. Температурный датчик 114 может представлять собой термопару или инфракрасное устройство измерения температуры. В одном варианте осуществления, один или более датчиков 110 включают в себя датчик 115 расстояния, сконфигурированный с возможностью измерять расстояние до объекта 15, к примеру, ближайшего объекта. В одном варианте осуществления, датчик 115 расстояния представляет собой лидарный датчик, который измеряет расстояние до объекта 15 (например, ближайшего объекта). Один или более датчиков 110, в одном варианте осуществления, включают в себя датчик 116 температуры окружающей среды, сконфигурированный с возможностью измерять температуру окружающей среды за пределами кожуха 102. Датчик 116 температуры окружающей среды может представлять собой инфракрасное устройство измерения температуры. В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи включает в себя каждый из температурного датчика 114, датчика 115 расстояния, акселерометра 113 и датчика 116 температуры окружающей среды. Тем не менее, в других вариантах осуществления, один или более вышеописанных датчиков могут не присутствовать в мониторе 100 линий электропередачи. Дополнительно, настоящее изобретение не ограничено вышеописанными датчиками, и в других вариантах осуществления, монитор 100 линий электропередачи может включать в себя любые другие подходящие датчики или устройства, сконфигурированные с возможностью считывать, измерять или определять свойство линии 10 электропередачи или окружающей среды.[0058] One or more sensors 110 are configured to read in real time at least one of a temperature, position, current, acceleration, tilt, rotation, or distance of a power line 10 from an object 15. One or more sensors 110, in one an embodiment include an accelerometer 113 for measuring the frequency spectrum of vibrations or the tilt and rotation of the power line 10. In one embodiment, the accelerometer 113 is an accelerometer based on microelectromechanical systems. One or more sensors 110, in one embodiment, include a temperature sensor 114 configured to measure the temperature of the transmission line 10. In one embodiment, the temperature sensor 114 measures the temperature at the location of the power line 10, which is located in the cavity 104 of the casing 102. The temperature sensor 114 may be a thermocouple or an infrared temperature measuring device. In one embodiment, one or more sensors 110 include a distance sensor 115 configured to measure a distance to an object 15, such as a nearby object. In one embodiment, the distance sensor 115 is a lidar sensor that measures the distance to an object 15 (e.g., the nearest object). One or more sensors 110, in one embodiment, include an ambient temperature sensor 116 configured to measure the ambient temperature outside the housing 102. The ambient temperature sensor 116 may be an infrared temperature measuring device. In one embodiment, the power line monitor 100 includes each of a temperature sensor 114, a distance sensor 115, an accelerometer 113, and an ambient temperature sensor 116. However, in other embodiments, one or more of the above sensors may not be present in the power line monitor 100. Additionally, the present invention is not limited to the sensors described above, and in other embodiments, the power line monitor 100 may include any other suitable sensors or devices configured to read, measure or determine the property of the power line 10 or the environment.

[0059] Антенна 112 сконфигурирована с возможностью передавать сигнал, включающий в себя информацию, считываемую посредством одного или более датчиков 110, из монитора 100 линий электропередачи в реальном времени. Антенна 112, в одном варианте осуществления, передает радиоволновой сигнал из монитора 100 линий электропередачи в реальном времени и может включать в себя плату, изготовленную из композитного материала FR4, либо дипольную антенну или другую подходящую антенну. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в других вариантах осуществления, антенна 112 может представлять собой любое другое подходящее устройство для передачи сигнала, включающего в себя информацию, считываемую посредством одного или более датчиков 110, из монитора 100 линий электропередачи в реальном времени.[0059] The antenna 112 is configured to transmit a signal including information read by one or more sensors 110 from a real-time power line monitor 100. Antenna 112, in one embodiment, transmits a radio wave signal from a real-time power line monitor 100 and may include a board made of FR4 composite material, or a dipole antenna or other suitable antenna. However, the present invention is not limited to this, and in other embodiments, the antenna 112 may be any other suitable device for transmitting a signal including information read by one or more sensors 110 from a real-time power line monitor 100 .

[0060] Кожух 102 включает в себя базовую часть 120 и часть 140 крышки. Часть 140 крышки соединяется с базовой частью 120 и задает полость 104 кожуха 102 вместе с базовой частью 120. Дополнительно, по меньшей мере, одна из части 140 крышки или базовой части 120 является подвижной относительно другой между открытой позицией (см. фиг. 5 и 6) кожуха 102, в которой отрезок линии 10 электропередачи может приниматься или выниматься из полости 104 кожуха 102 через промежуток 108 между базовой частью 120 и частью 140 крышки, и закрытой позицией (см. фиг. 1) кожуха 102, в которой отрезок линии 10 электропередачи удерживается в полости 104.[0060] The casing 102 includes a base portion 120 and a cover portion 140. The cap portion 140 is connected to the base portion 120 and defines a cavity 104 of the casing 102 together with the base portion 120. Additionally, at least one of the cap portion 140 or the base portion 120 is movable relative to the other between the open position (see FIGS. 5 and 6 ) a casing 102, in which a section of the power transmission line 10 can be received or removed from the cavity 104 of the casing 102 through a gap 108 between the base portion 120 and the lid part 140, and a closed position (see FIG. 1) of the casing 102, in which a section of the transmission line 10 held in the cavity 104.

[0061] В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи включает в себя передвижной болт 105, зацепленный между базовой частью 120 и частью 140 крышки для перемещения кожуха 102 между открытой и закрытой позициями. Дополнительно, в одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи включает в себя прижим 106, соединенный с передвижным болтом 105, который продолжает опускаться для того, чтобы удерживать линию 10 электропередачи в полости 104 после того, как кожух 102 находится в закрытой позиции, так что кожух 102 может перемещаться в закрытую позицию, и монитор 100 линий электропередачи может крепиться на месте на линии 10 электропередачи посредством проворачивания только одного передвижного болта 105. Передвижной болт 105 и прижим 106 дают возможность простой установки монитора 100 линий электропередачи на линии 10 электропередачи в то время, когда линия 10 электропередачи находится под напряжением, с использованием технологии с использованием штанги для работы под напряжением или непосредственных прикосновений руками. В одном варианте осуществления, передвижной болт имеет большой размер, к примеру, 5/8 дюйма, чтобы упрощать установку монитора 100 линий электропередачи в то время, когда линия 10 электропередачи находится под напряжением с использованием технологии с использованием штанги для работы под напряжением или непосредственных прикосновений руками.[0061] In one embodiment, the power line monitor 100 includes a movable bolt 105 engaged between the base portion 120 and the cover portion 140 to move the housing 102 between the open and closed positions. Additionally, in one embodiment, the power line monitor 100 includes a clip 106 connected to the movable bolt 105, which continues to lower to hold the power line 10 in the cavity 104 after the casing 102 is in a closed position, so that the casing 102 can be moved to a closed position, and the power line monitor 100 can be fixed in place on the power line 10 by turning only one movable bolt 105. The movable bolt 105 and clamp 106 enable simply installing the monitor 100 power lines on the power line 10 at a time when the power line 10 is energized, using technology using a rod for working under voltage or direct contact with your hands. In one embodiment, the movable bolt is large, for example, 5/8 inches, to facilitate installation of the power line monitor 100 while the power line 10 is energized using technology using an energized boom or direct touches hands.

[0062] В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи дополнительно включает в себя первую часть 132 выравнивания и вторую часть 134 выравнивания, соответствующую первой части 132 выравнивания и сконфигурированную с возможностью зацеплять первую часть 132 выравнивания для выравнивания части 140 крышки на базовой части 120. В одном варианте осуществления, первая часть 132 выравнивания представляет собой конусообразный выступ, вытянутый в сторону части 140 крышки, и вторая часть 134 выравнивания представляет собой паз, имеющий форму, соответствующую форме упомянутого выступа, для приема упомянутого выступа. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в других вариантах осуществления, первая и вторая части 132 и 134 выравнивания могут иметь любую другую подходящую конфигурацию для выравнивания части 140 крышки на базовой части 120. Дополнительно, в одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи включает в себя запорный штифт 135, сконфигурированный с возможностью поддерживать угловое выравнивание части 140 крышки относительно базовой части 120. Запорный штифт 135, в одном варианте осуществления, изготовлен из трубки из поливинилхлорида (PVC) (например, 1/2-дюймовой PVC-трубки). Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в других вариантах осуществления, запорный штифт 135 может быть изготовлен из любого другого подходящего материала.[0062] In one embodiment, the power line monitor 100 further includes a first alignment portion 132 and a second alignment portion 134 corresponding to the first alignment portion 132 and configured to engage the first alignment portion 132 to align the cap portion 140 on the base portion 120. In one embodiment, the first alignment portion 132 is a cone-shaped protrusion extending toward the cover portion 140, and the second alignment portion 134 is a groove having a shape with Resp form of said projection, for receiving said projection. However, the present invention is not limited to this, and in other embodiments, the first and second alignment portions 132 and 134 may have any other suitable configuration for aligning the cap portion 140 to the base portion 120. Additionally, in one embodiment, a line monitor 100 the power transmission includes a locking pin 135 configured to maintain angular alignment of the cap portion 140 with respect to the base portion 120. The locking pin 135, in one embodiment, is made of a poly tubing vinyl chloride (PVC) (e.g. 1/2 inch PVC pipe). However, the present invention is not limited to this, and in other embodiments, the locking pin 135 may be made of any other suitable material.

[0063] Со ссылкой на фиг. 8 и 9, базовая часть 120 включает в себя практически закрытую нижнюю сторону 121 и открытую верхнюю сторону 122. В одном варианте осуществления, базовая часть 120 имеет продолговатую форму с практически прямыми передней и задней сторонами 123a, 123b и закругленными первым и вторым концами 124a, 124b. Базовая часть 120 также может быть закругленной между нижней стороной 121 и верхней стороной 122 вдоль передней и задней сторон 123a, 123b и первого и второго концов 124a, 124b. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено вышеописанной формой базовой части 120, и в других вариантах осуществления, базовая часть 120 может иметь любую другую подходящую форму. Внутренняя полость 125 базовой части 120 задается между передней и задней сторонами 123a, 123b и первым и вторым концами 124a, 124b. Первое и второе отверстия 126a, 126b формируются на первом и втором концах 124a, 124b, соответственно, и принимают часть линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, первое и второе отверстия 126a, 126b имеют практически полукруглую форму, имеющую радиус, соответствующий радиусу наибольшей линии 10 электропередачи. Базовая часть 120 включает в себя часть 127 подставки между первым и вторым отверстиями 126a, 126b, которая принимает линию 10 электропередачи и имеет практически полукруглую форму, имеющую радиус, соответствующий радиусу наибольшей линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, часть 127 подставки может иметь приемную поверхность с канавками, как проиллюстрировано на фиг. 8. Базовая часть 120 включает в себя отверстие 128a через нижнюю сторону 121, принимающее передвижной болт 105, и дополнительно может включать в себя паз 128b, окружающий отверстие 128a на внешней стороне нижней стороны 121, к примеру, для приема головки передвижного болта 105. В одном варианте осуществления, базовая часть 120 может включать в себя множество крепежных отверстий 129 вокруг периферии поверхности на верхней стороне 122. Дополнительно, базовая часть 120 может включать в себя отверстия 129a и 129b через нижнюю сторону 121, через которые доступны датчик 115 расстояния и датчик 116 температуры окружающей среды. Базовая часть 120, в одном варианте осуществления, изготовлена из алюминия, к примеру, посредством литья или машинной обработки. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в других вариантах осуществления, базовая часть 120 может быть изготовлена из любого другого подходящего материала.[0063] With reference to FIG. 8 and 9, the base portion 120 includes a substantially closed lower side 121 and an open upper side 122. In one embodiment, the base portion 120 has an elongated shape with substantially straight front and rear sides 123a, 123b and rounded first and second ends 124a, 124b. The base portion 120 may also be rounded between the lower side 121 and the upper side 122 along the front and rear sides 123a, 123b and the first and second ends 124a, 124b. However, the present invention is not limited to the above-described form of the base portion 120, and in other embodiments, the base portion 120 may have any other suitable shape. The inner cavity 125 of the base portion 120 is defined between the front and rear sides 123a, 123b and the first and second ends 124a, 124b. The first and second openings 126a, 126b are formed at the first and second ends 124a, 124b, respectively, and receive part of the transmission line 10. In one embodiment, the first and second openings 126a, 126b are substantially semi-circular in shape, having a radius corresponding to the radius of the largest power transmission line 10. The base portion 120 includes a stand portion 127 between the first and second openings 126a, 126b, which receives the power transmission line 10 and has a substantially semicircular shape having a radius corresponding to the radius of the largest power transmission line 10. In one embodiment, the stand portion 127 may have a receiving surface with grooves, as illustrated in FIG. 8. The base portion 120 includes an opening 128a through the lower side 121 receiving the movable bolt 105, and may further include a groove 128b surrounding the hole 128a on the outside of the lower side 121, for example, for receiving the head of the movable bolt 105. B one embodiment, the base portion 120 may include a plurality of mounting holes 129 around a periphery of the surface on the upper side 122. Additionally, the base portion 120 may include holes 129a and 129b through the lower side 121 through which the sensor 115 is accessible distance and the sensor 116 ambient temperature. The base portion 120, in one embodiment, is made of aluminum, for example, by casting or machining. However, the present invention is not limited to this, and in other embodiments, the base portion 120 may be made of any other suitable material.

[0064] Со ссылкой на фиг. 10-12, часть 140 крышки включает в себя практически закрытую верхнюю сторону 141 и открытую нижнюю сторону 142. Открытая нижняя сторона 142, в одном варианте осуществления, имеет форму периметра, практически соответствующую форме периметра открытой верхней стороны 122 базовой части 120. Иными словами, в одном варианте осуществления, часть 140 крышки имеет продолговатую форму с практически прямыми передней и задней сторонами 143a, 143b и закругленными первым и вторым концами 144a, 144b. Часть 140 крышки также может быть закругленной между верхней стороной 141 и нижней стороной 142 вдоль передней и задней сторон 143a, 143b и первого и второго концов 144a, 144b. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено вышеописанной формой части 140 крышки, и в других вариантах осуществления, часть 140 крышки может иметь любую другую подходящую форму. Внутренняя полость 145 из части 140 крышки задается между передней и задней сторонами 143a, 143b и первым и вторым концами 144a, 144b. Внутренняя полость 145 части 140 крышки и внутренняя полость 125 базовой части 120 вместе составляют полость 104 кожуха 102. Отверстия 146 формируются на первом и втором концах 144a, 144b, соответственно, и принимают часть линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, отверстия 146 имеют практически полукруглую форму, имеющую радиус, соответствующий радиусу наибольшей линии 10 электропередачи. Верхняя сторона 141 включает в себя наклонную или клиновидную часть 148, идущую вверх в направлении от первого конца 144a ко второму концу 144b в самую высокую часть верхней стороны 141, чтобы обеспечивать пространство в полости 145, размещающей антенну 112. В одном варианте осуществления, наклонная или клиновидная часть 148 имеет пологий уклон или конус, имеющий кривизну с диаметром в 1 дюйм или больше. В одном варианте осуществления, часть 140 крышки может включать в себя множество крепежных отверстий 149 вокруг периферии нижней стороны 142.[0064] With reference to FIG. 10-12, the lid portion 140 includes a substantially closed upper side 141 and an open lower side 142. The open lower side 142, in one embodiment, has a perimeter shape substantially corresponding to the perimeter shape of the open upper side 122 of the base portion 120. In other words, in one embodiment, the cap portion 140 is elongated with substantially straight front and rear sides 143a, 143b and rounded first and second ends 144a, 144b. The cap portion 140 may also be rounded between the upper side 141 and the lower side 142 along the front and rear sides 143a, 143b and the first and second ends 144a, 144b. However, the present invention is not limited to the above-described shape of the lid portion 140, and in other embodiments, the lid portion 140 may have any other suitable shape. The inner cavity 145 of the cover portion 140 is defined between the front and rear sides 143a, 143b and the first and second ends 144a, 144b. The inner cavity 145 of the cap portion 140 and the inner cavity 125 of the base portion 120 together comprise the cavity 104 of the casing 102. Holes 146 are formed at the first and second ends 144a, 144b, respectively, and receive part of the transmission line 10. In one embodiment, the openings 146 are substantially semi-circular in shape, having a radius corresponding to the radius of the largest power transmission line 10. The upper side 141 includes an inclined or wedge-shaped portion 148 extending upward from the first end 144a to the second end 144b to the highest part of the upper side 141 to provide space in the cavity 145 hosting the antenna 112. In one embodiment, the inclined or the wedge-shaped portion 148 has a gentle slope or cone having a curvature with a diameter of 1 inch or more. In one embodiment, the cap portion 140 may include a plurality of mounting holes 149 around the periphery of the lower side 142.

[0065] Часть 140 крышки изготовлена из полупроводникового материала, так что радиоволны из антенны 112 могут проникать через часть 140 крышки, тогда как коронный разряд предотвращается или практически предотвращается посредством части 140 крышки. В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи не подвержен коронному разряду в 500 кВ. В одном варианте осуществления, часть 140 крышки изготовлена из ABS/PVC-термопласта. В одном варианте осуществления, толщина t1 (см. фиг. 12) части 140 крышки может быть меньше одной десятой глубины скин-слоя полупроводникового материала, в котором полностью блокируются радиоволны, при этом глубина скин-слоя является функцией от удельного сопротивления полупроводникового материала. В одном варианте осуществления, часть 140 крышки изготовлена из ABS/PVC-термопласта, имеющего толщину приблизительно 0,125 дюймов. Полупроводниковый материал может иметь удельное сопротивление приблизительно 10-20 кОм/см².[0065] The cap portion 140 is made of a semiconductor material, so that radio waves from the antenna 112 can penetrate through the cap portion 140, while corona discharge is prevented or substantially prevented by the cap portion 140. In one embodiment, the power line monitor 100 is not subject to a 500 kV corona discharge. In one embodiment, the cap portion 140 is made of ABS / PVC thermoplastic. In one embodiment, the thickness t1 (see FIG. 12) of the lid portion 140 may be less than one tenth of the depth of the skin layer of a semiconductor material in which radio waves are completely blocked, wherein the depth of the skin layer is a function of the resistivity of the semiconductor material. In one embodiment, the cap portion 140 is made of ABS / PVC thermoplastic having a thickness of about 0.125 inches. The semiconductor material may have a resistivity of about 10-20 kΩ / cm ² .

[0066] Монитор 100 линий электропередачи, в одном варианте осуществления, дополнительно включает в себя непроводящую внутреннюю часть 150 между базовой частью 120 и частью 140 крышки кожуха 102. Непроводящая внутренняя часть 150 включает в себя трубчатую часть или канал 155 (см. фиг. 1), принимающий отрезок линии 10 электропередачи, который находится в полости 104 кожуха 102. Непроводящая внутренняя часть 150, в одном варианте осуществления, включает в себя нижнюю непроводящую внутреннюю часть 151 в полости 125 базовой части 120 и верхнюю непроводящую внутреннюю часть 152 в полости 145 части 140 крышки.[0066] The power line monitor 100, in one embodiment, further includes a non-conductive interior 150 between the base portion 120 and the cover portion 140 of the housing 102. The non-conductive interior 150 includes a tubular portion or channel 155 (see FIG. 1 ) receiving a length of the power line 10 that is located in the cavity 104 of the housing 102. The non-conductive interior 150, in one embodiment, includes a lower non-conductive interior 151 in the cavity 125 of the base 120 and an upper non-conductive internal part 152 in the cavity 145 of the cap portion 140.

[0067] Со ссылкой на фиг. 13 и 14, нижняя непроводящая внутренняя часть 151, в одном варианте осуществления, включает в себя переднюю поперечную часть 153a, заднюю поперечную часть 153b и нижнюю часть 154 канала. Нижняя непроводящая внутренняя часть 151, в одном варианте осуществления, имеет форму периметра, практически соответствующую форме периметра открытой верхней стороны 122 базовой части 120. Иными словами, в одном варианте осуществления, нижняя непроводящая внутренняя часть 151 имеет продолговатую форму с практически прямыми передней и задней сторонами и закругленными первым и вторым концами. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено вышеописанной формой нижней непроводящей внутренней части 151, и в других вариантах осуществления, нижняя непроводящая внутренняя часть 151 может иметь любую другую подходящую форму. Нижняя часть 154 канала идет вдоль длины нижней непроводящей внутренней части 151 и имеет практически полукруглую форму, имеющую радиус, соответствующий радиусу наибольшей линии 10 электропередачи. Первая часть 132 выравнивания, в одном варианте осуществления, находится на верхней поверхности передней поперечной части 153a и представляет собой конусообразный выступ, вытянутый в сторону верхней непроводящей внутренней части 152. Передняя поперечная часть 153a имеет отверстие 155a, через которое передвижной болт 105 проходит в местоположении, соответствующем отверстию 128a базовой части 120. Передняя поперечная часть 153a также может иметь отверстие 155b, к примеру, резьбовое отверстие, в котором запорный штифт 135 принимается (например, зацепляется с помощью резьбы). Дополнительно, отверстие 155c формируется через нижнюю часть 154 канала в местоположении, соответствующем части 127 подставки базовой части 120. В одном варианте осуществления, нижняя непроводящая внутренняя часть 151 может включать в себя множество крепежных отверстий 155d вокруг периферии передней и задней поперечных частей 153a и 153b, и нижняя непроводящая внутренняя часть 151 может быть прикреплена к базовой части 120 через крепежные элементы через крепежные отверстия 155d и крепежные отверстия 129 базовой части 120.[0067] With reference to FIG. 13 and 14, the lower non-conductive interior 151, in one embodiment, includes a front transverse portion 153a, a rear transverse portion 153b, and a lower channel portion 154. The lower non-conductive inner part 151, in one embodiment, has a perimeter shape substantially corresponding to the perimeter shape of the open upper side 122 of the base part 120. In other words, in one embodiment, the lower non-conductive inner part 151 has an oblong shape with substantially straight front and rear sides and rounded first and second ends. However, the present invention is not limited to the above-described form of the lower non-conductive inner part 151, and in other embodiments, the lower non-conductive inner part 151 may have any other suitable shape. The lower part 154 of the channel extends along the length of the lower non-conductive inner part 151 and has an almost semicircular shape having a radius corresponding to the radius of the largest power transmission line 10. The first alignment portion 132, in one embodiment, is on the upper surface of the front transverse portion 153a and is a conical protrusion extended toward the upper non-conductive inner portion 152. The front transverse portion 153a has an opening 155a through which the movable bolt 105 passes at a location corresponding to the hole 128a of the base portion 120. The front transverse portion 153a may also have a hole 155b, for example, a threaded hole in which the locking pin 135 is received (for example, engages with using thread). Additionally, an opening 155c is formed through the lower portion of the channel 154 at a location corresponding to the stand portion 127 of the base portion 120. In one embodiment, the lower non-conductive inner portion 151 may include a plurality of mounting holes 155d around the periphery of the front and rear transverse portions 153a and 153b, and the lower non-conductive inner part 151 can be attached to the base part 120 through the fasteners through the mounting holes 155d and the mounting holes 129 of the base part 120.

[0068] Со ссылкой на фиг. 15 и 16, верхняя непроводящая внутренняя часть 152, в одном варианте осуществления, включает в себя переднюю поперечную часть 156a, заднюю поперечную часть 156b и верхнюю часть 157 канала. Верхняя непроводящая внутренняя часть 152, в одном варианте осуществления, имеет форму периметра, практически соответствующую форме периметра открытой нижней стороны 142 части 140 крышки. Иными словами, в одном варианте осуществления, верхняя непроводящая внутренняя часть 152 имеет продолговатую форму с практически прямыми передней и задней сторонами и закругленными первым и вторым концами. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено вышеописанной формой верхней непроводящей внутренней части 152, и в других вариантах осуществления, верхняя непроводящая внутренняя часть 152 может иметь любую другую подходящую форму. Верхняя часть 157 канала идет вдоль длины верхней непроводящей внутренней части 152 и имеет практически полукруглую форму, имеющую радиус, соответствующий радиусу наибольшей линии 10 электропередачи. Верхняя часть 157 канала верхней непроводящей внутренней части 152 и нижняя часть 154 канала нижней непроводящей внутренней части 151 вместе составляют канал 155 непроводящей внутренней части 150. Вторая часть 134 выравнивания, в одном варианте осуществления, находится на нижней поверхности передней поперечной части 156a и представляет собой паз, имеющий форму, практически соответствующую конусообразному выступу первой части 132 выравнивания, для приема первой части 132 выравнивания, чтобы выравнивать часть 140 крышки на базовой части 120. Паз второй части 134 выравнивания обращен к нижней непроводящей внутренней части 151 и может формироваться внутри полого конусообразного выступа 134a, выступающего из верхней стороны передней поперечной части 156a. Передняя поперечная часть 156a имеет отверстие 158a, через которое передвижной болт 105 проходит в местоположении, соответствующем отверстию 155a нижней непроводящей внутренней части 151. Передняя поперечная часть 156a также имеет отверстие 158b, в котором принимается запорный штифт 135. Дополнительно, ограничитель 136 запорного штифта (см. фиг. 7) принимается в отверстии 158b. Отверстие 158b может быть окружено посредством фланцевой части, идущей из верхней стороны передней поперечной части 156a, как проиллюстрировано на фиг. 15. Дополнительно, отверстие 158c формируется через верхнюю часть 157 канала в местоположении, соответствующем части 187 подставки прижима 106, описанного далее в данном документе. Верхняя непроводящая внутренняя часть 152 дополнительно может включать в себя крепежные отверстия 158d для прикрепления антенны 112 к верхней непроводящей внутренней части 152, к примеру, через монтажные кронштейны 118 для антенны (см. фиг. 7). В одном варианте осуществления, верхняя непроводящая внутренняя часть 152 может включать в себя множество крепежных отверстий 159 вокруг периферии передней и задней поперечных частей 156a и 156b, и верхняя непроводящая внутренняя часть 152 может быть прикреплена к части 140 крышки через крепежные элементы через крепежные отверстия 159 и крепежные отверстия 149 части 140 крышки.[0068] With reference to FIG. 15 and 16, the upper non-conductive inner portion 152, in one embodiment, includes a front transverse portion 156a, a rear transverse portion 156b, and a channel upper portion 157. The upper non-conductive inner portion 152, in one embodiment, has a perimeter shape substantially corresponding to the perimeter shape of the open bottom side 142 of the cap portion 140. In other words, in one embodiment, the upper non-conductive interior 152 has an elongated shape with substantially straight front and rear sides and rounded first and second ends. However, the present invention is not limited to the above-described shape of the upper non-conductive inner part 152, and in other embodiments, the upper non-conductive inner part 152 may have any other suitable shape. The upper part 157 of the channel extends along the length of the upper non-conductive inner part 152 and has an almost semicircular shape having a radius corresponding to the radius of the largest power transmission line 10. The upper channel portion 157 of the upper non-conductive inner part 152 and the lower channel part 154 of the lower non-conductive inner part 151 together constitute the channel 155 of the non-conductive inner part 150. The second alignment part 134, in one embodiment, is on the lower surface of the front transverse part 156a and is a groove having a shape substantially corresponding to the cone-shaped protrusion of the first alignment portion 132 for receiving the first alignment portion 132 to align the cap portion 140 on the base portion 120. The groove of the second part ti 134 facing the lower alignment nonconducting and the inner part 151 may be formed within the hollow cone-shaped protrusion 134a, projecting from the upper sides of the front transverse portion 156a. The front transverse part 156a has an opening 158a through which the movable bolt 105 extends at a location corresponding to the opening 155a of the lower non-conductive inner part 151. The front transverse part 156a also has an opening 158b in which the locking pin 135 is received. Additionally, the locking pin limiter 136 (see Fig. 7) is received in the hole 158b. The hole 158b may be surrounded by a flange portion extending from the upper side of the front transverse portion 156a, as illustrated in FIG. 15. Additionally, a hole 158c is formed through the upper portion 157 of the channel at a location corresponding to the portion 187 of the stand clamp 106, described later in this document. The upper non-conductive inner part 152 may further include mounting holes 158d for attaching the antenna 112 to the upper non-conductive inner part 152, for example, through the antenna mounting brackets 118 (see FIG. 7). In one embodiment, the upper non-conductive inner part 152 may include a plurality of mounting holes 159 around the periphery of the front and rear transverse parts 156a and 156b, and the upper non-conductive inner part 152 may be attached to the lid part 140 via fasteners through the mounting holes 159 and mounting holes 149 of the cover portion 140.

[0069] Непроводящая внутренняя часть 150, в одном варианте осуществления, изготовлена из стекловолокна, к примеру, посредством литья. В одном варианте осуществления, например, непроводящая внутренняя часть 150 изготовлена из винилэфирной смолы с 1/32-дюймовыми измельченными волокнами. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в других вариантах осуществления, непроводящая внутренняя часть 150 может быть изготовлена из литьевого высокотемпературного полимера, стеклонаполненного нейлона или любого другого подходящего материала.[0069] The non-conductive interior 150, in one embodiment, is made of fiberglass, for example, by molding. In one embodiment, for example, the non-conductive interior 150 is made of vinyl ester resin with 1/32-inch ground fibers. However, the present invention is not limited to this, and in other embodiments, the non-conductive interior 150 may be made of injection molded high temperature polymer, glass-filled nylon, or any other suitable material.

[0070] Со ссылкой на фиг. 7 и 17, прижим 106, в одном варианте осуществления, включает в себя прижимную планку 180 и один или более смещающих элементов 182, таких как пружины сжатия. Прижим 106 зацепляется с передвижным болтом 105 и опускается через проворачивание передвижного болта 105 для того, чтобы перемещать кожух 102 в закрытую позицию, и продолжает опускаться при дополнительном проворачивании передвижного болта 105 для того, чтобы удерживать линию 10 электропередачи после того, как кожух 102 находится в закрытой позиции. В связи с этим, кожух 102 может перемещаться в закрытую позицию, и монитор 100 линий электропередачи может эффективно и легко крепиться в местоположении на линии 10 электропередачи посредством проворачивания только одного передвижного болта 105. Прижимная планка 180, в одном варианте осуществления, включает в себя корпусную часть 183 и трубчатую часть 185, выступающую вниз из корпусной части 183. Трубчатая часть 185 имеет отверстие 186, в котором принимается передвижной болт 105. Прижимная планка 180 дополнительно включает в себя часть 187 подставки, которая удерживает линию 10 электропередачи напротив части 127 подставки базовой части 120. Прижимная планка 180, в одном варианте осуществления, изготовлена из алюминия, к примеру, посредством литья или машинной обработки. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в других вариантах осуществления, прижимная планка 180 может быть изготовлена из любого другого подходящего материала.[0070] With reference to FIG. 7 and 17, the clamp 106, in one embodiment, includes a clamp bar 180 and one or more biasing elements 182, such as compression springs. The clip 106 engages with the movable bolt 105 and lowers by turning the movable bolt 105 to move the casing 102 to the closed position, and continues to lower with the additional turning of the movable bolt 105 in order to hold the power line 10 after the casing 102 is in closed position. In this regard, the casing 102 can be moved to a closed position, and the power line monitor 100 can be effectively and easily mounted at a location on the power line 10 by turning only one movable bolt 105. The pressure bar 180, in one embodiment, includes a cabinet a portion 183 and a tubular portion 185 protruding downward from the body portion 183. The tubular portion 185 has an opening 186 in which the movable bolt 105 is received. The pressure bar 180 further includes a stand portion 187, which holds the transmission line 10 opposite the pedestal portion 127 of the base portion 120. The presser strip 180, in one embodiment, is made of aluminum, for example, by casting or machining. However, the present invention is not limited to this, and in other embodiments, the pressure bar 180 may be made of any other suitable material.

[0071] Прижим 106 дополнительно включает в себя резьбовой элемент 190, зацепленный с помощью резьбы с передвижным болтом 105 в резьбовом отверстии 105a на верхнем конце. Прижим 106 дополнительно включает в себя крышку 188 прижима, которая крепится к верхней стороне верхней непроводящей внутренней части 152 и которая обеспечивает верхний ограничитель для прижимной планки 180. Один или более смещающих элементов 182 смещают прижимную планку 180 против крышки 188 прижима. В одном варианте осуществления, отверстие 186 может иметь паз (например, просверленное отверстие) в верхней части отверстия 186, принимающего головку резьбового элемента 190. Аналогично, отверстие 186 может иметь паз (например, просверленное отверстие) в нижней части отверстия 186 и принимать верхний конец передвижного болта 105. Когда передвижной болт 105 проворачивается относительно резьбового элемента 190, прижимная планка 180 перемещается вниз, и часть 140 крышки перемещается вниз вместе с прижимной планкой 180 вследствие смещения посредством одного или более смещающих элементов 182 прижимной планки 180 против крышки 188 прижима. Таким образом, передвижной болт 105 может проворачиваться до тех пор, пока кожух 102 не будет находиться в закрытой позиции. После того, как кожух 102 находится в закрытой позиции, передвижной болт 105 дополнительно может проворачиваться против силы смещения одного или более смещающих элементов 182, к примеру, за счет сжатия пружин сжатия для того, чтобы перемещать прижимную планку 180 дальше вниз и удерживать часть 187 подставки против линии 10 электропередачи. Один или более смещающих элементов 182 смещают кожух 102 в направлении открытой позиции, и когда передвижной болт 105 проворачивается в противоположном направлении, один или более смещающих элементов 182 принудительно перемещают прижимную планку 180 вверх.[0071] The clip 106 further includes a threaded element 190 engaged with a thread with a movable bolt 105 in the threaded hole 105a at the upper end. The clip 106 further includes a clip cover 188 that attaches to the upper side of the upper non-conductive inner portion 152 and which provides an upper stop for the clip bar 180. One or more biasing members 182 bias the clip bar 180 against the clip cover 188. In one embodiment, the hole 186 may have a groove (for example, a drilled hole) in the upper part of the hole 186 receiving the head of the threaded element 190. Similarly, the hole 186 may have a groove (for example, a drilled hole) in the lower part of the hole 186 and accept the upper end the movable bolt 105. When the movable bolt 105 is rotated relative to the threaded element 190, the pressure bar 180 moves down, and the cover portion 140 moves down together with the pressure bar 180 due to displacement by one or more biasing members 182 clamping plate 180 against the lid 188 pressing. Thus, the movable bolt 105 can rotate until the casing 102 is in a closed position. After the casing 102 is in the closed position, the movable bolt 105 can additionally rotate against the biasing force of one or more biasing elements 182, for example, by compressing compression springs in order to move the pressure bar 180 further down and hold the stand part 187 against power line 10. One or more biasing elements 182 bias the casing 102 toward the open position, and when the movable bolt 105 rotates in the opposite direction, one or more biasing elements 182 force the pressure bar 180 upwardly.

[0072] Со ссылкой на фиг. 18, блок 170 электроники, в одном варианте осуществления, включает в себя кожух 171 для электроники и один или более схемных блоков, составляющих компьютер монитора 100 линий электропередачи, который сконфигурирован с возможностью принимать и обрабатывать информацию, считываемую посредством одного или более датчиков 110, и инструктировать передачу сигнала, содержащего информацию, из антенны 112. В одном варианте осуществления, кожух 171 для электроники размещает один или более схемных блоков и герметизируется с помощью крышки 172 и прокладки 173. В одном варианте осуществления, один или более схемных блоков включают в себя первый схемный блок 174a, второй схемный блок 174b, третий схемный блок 174c и четвертый схемный блок 174d. В одном варианте осуществления, первый схемный блок 174a представляет собой главный схемный блок для блока 170 электроники и может составлять компьютер. Второй схемный блок 174b может представлять собой блок дочерних плат для антенны 112 и может монтироваться в кожухе 171 для электроники через монтажный кронштейн 175. Третий и четвертый схемный блок 174c и 174d могут представлять собой схемные блоки температурных датчиков, соответствующие температурному датчику 114 и датчику 116 температуры окружающей среды, соответственно. Кожух 171 для электроники, в одном варианте осуществления, размещает датчик 115 расстояния и имеет отверстие 171a, сформированное через нижнюю сторону кожуха 171 для электроники, через которое доступен датчик 115 расстояния. Блок 170 электроники может включать в себя монтажный кронштейн 178 для датчика расстояния, монтирующий датчик 115 расстояния в кожухе 171 для электроники, и прокладку 176, к примеру, уплотнительное кольцо, защищающую отверстие 171a от атмосферных воздействий. Кожух 171 для электроники также может размещать датчик 116 температуры окружающей среды и иметь отверстие 171b (см. фиг. 3), сформированное через нижнюю сторону кожуха 171 для электроники, через которое доступен датчик 116 температуры окружающей среды. Дополнительно, кожух 171 для электроники может размещать температурный датчик 114, и крышка 172 может иметь отверстие 172a, через которое доступен температурный датчик 114. В одном варианте осуществления, блок 170 электроники включает в себя кабель 177, выходящий за пределы кожуха 171 для электроники в антенну 112, чтобы обмениваться данными с ней. Кожух 171 для электроники и крышка 172, в одном варианте осуществления, изготовлены из алюминия, к примеру, посредством литья или машинной обработки. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в других вариантах осуществления, кожух 171 для электроники и крышка 172 могут быть изготовлены из любого другого подходящего материала.[0072] With reference to FIG. 18, an electronics unit 170, in one embodiment, includes an electronics housing 171 and one or more circuit units constituting a computer of a power line monitor 100 that is configured to receive and process information read by one or more sensors 110, and instruct the transmission of the signal containing information from the antenna 112. In one embodiment, the electronics housing 171 accommodates one or more circuit blocks and is sealed with a cover 172 and a gasket 173. SG embodiment, one or more circuit blocks including a first circuit unit 174a, a second circuit unit 174b, the third circuit unit 174c and the fourth circuit unit 174d. In one embodiment, the first circuit block 174a is the main circuit block for the electronics block 170 and may constitute a computer. The second circuit block 174b may be a daughter board assembly for the antenna 112 and may be mounted in the electronics housing 171 through the mounting bracket 175. The third and fourth circuit block 174c and 174d may be temperature sensor circuit blocks corresponding to the temperature sensor 114 and the temperature sensor 116 environment, respectively. The electronics housing 171, in one embodiment, accommodates the distance sensor 115 and has an opening 171a formed through the lower side of the electronics housing 17 through which the distance sensor 115 is accessible. The electronics unit 170 may include a mounting bracket 178 for the distance sensor, mounting a distance sensor 115 in the electronics housing 171, and a gasket 176, for example, an o-ring protecting the opening 171a from weathering. The electronics housing 171 may also accommodate an ambient temperature sensor 116 and have an opening 171b (see FIG. 3) formed through the lower side of the electronics housing 17 through which the ambient temperature sensor 116 is accessible. Additionally, the electronics housing 171 may house the temperature sensor 114, and the cover 172 may have an opening 172a through which the temperature sensor 114 is accessible. In one embodiment, the electronics unit 170 includes a cable 177 extending outside the electronics housing 171 into the antenna 112 to exchange data with her. The electronics housing 171 and cover 172, in one embodiment, are made of aluminum, for example, by casting or machining. However, the present invention is not limited to this, and in other embodiments, the electronics housing 171 and cover 172 may be made of any other suitable material.

[0073] Монитор 100 линий электропередачи, в одном варианте осуществления, дополнительно включает в себя трансформатор 192 тока для питания монитора 100 линий электропередачи, к примеру, блока 170 электроники или компьютера и одного или более датчиков 110 с использованием тока линии 10 электропередачи. В связи с этим, монитор 100 линий электропередачи может быть самопитаемым через ток линии 10 электропередачи. Трансформатор 192 тока может быть размещен в кожухе 194 трансформатора тока. Дополнительно, в одном варианте осуществления, ток линии 10 электропередачи может измеряться с использованием трансформатора тока. В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи включает в себя электронный переключатель и резистор для определения позиции.[0073] The power line monitor 100, in one embodiment, further includes a current transformer 192 for powering the power line monitor 100, for example, an electronics or computer unit 170 and one or more sensors 110 using the current of the power line 10. In this regard, the power line monitor 100 may be self-feeding through the current of the power line 10. A current transformer 192 may be housed in a current transformer case 194. Additionally, in one embodiment, the current of the power transmission line 10 can be measured using a current transformer. In one embodiment, the power line monitor 100 includes an electronic switch and a position resistor.

[0074] Монитор 100 линий электропередачи, в одном варианте осуществления, включает в себя целевой участок 195 для считывания температуры, температура которого измеряется посредством температурного датчика 114. Целевой участок 195 для считывания температуры находится в контакте с линией 10 электропередачи, так что температура целевого участка 195 для считывания температуры является идентичной или практически идентичной температуре линии 10 электропередачи. Целевой участок 195 для считывания температуры, в одном варианте осуществления, сконфигурирован так, как показано на фиг. 19A и 19B. Иными словами, в одном варианте осуществления, целевой участок 195 для считывания температуры включает в себя вогнутую контактную поверхность 196, имеющую радиус кривизны, соответствующий радиусу линии 10 электропередачи, и целевую поверхность 198 напротив контактной поверхности 196. Например, в одном варианте осуществления, в котором монитор 100 линий электропередачи сконфигурирован с возможностью устанавливаться на проводе линии электропередачи, имеющем диаметр двух дюймов, контактная поверхность имеет радиус в один дюйм. В одном варианте осуществления, целевой участок 195 для считывания температуры изготовлен из алюминия и анодируется с чернением, по меньшей мере, на целевой поверхности 198, на которой температурный датчик 114 измеряет температуру. Целевая поверхность 198 имеет коэффициент излучения в единицу или приблизительно в единицу вследствие анодирования с чернением для того, чтобы упрощать точное измерение температуры, по сравнению с измерением температуры непосредственно поверхности линии 10 электропередачи.[0074] The power line monitor 100, in one embodiment, includes a temperature sensing portion 195, the temperature of which is measured by the temperature sensor 114. The temperature sensing portion 195 is in contact with the power transmission line 10, so that the temperature of the target portion 195 for reading the temperature is identical or almost identical to the temperature of the power line 10. The temperature reading target section 195, in one embodiment, is configured as shown in FIG. 19A and 19B. In other words, in one embodiment, the temperature sensing target portion 195 includes a concave contact surface 196 having a radius of curvature corresponding to the radius of the power line 10, and a target surface 198 opposite the contact surface 196. For example, in one embodiment, in which the power line monitor 100 is configured to be mounted on a wire of a power line having a diameter of two inches, the contact surface has a radius of one inch. In one embodiment, the temperature sensing target portion 195 is made of aluminum and is blackened anodized at least on the target surface 198, on which the temperature sensor 114 measures the temperature. The target surface 198 has an emissivity of about one or about one due to anodizing with blackening in order to facilitate accurate temperature measurement compared to measuring the temperature directly on the surface of the transmission line 10.

[0075] Со ссылкой на фиг. 20, динамический монитор 100 линий электропередачи в реальном времени показан установленным на линии 10 электропередачи, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи может устанавливаться в местоположении вдоль линии 10 электропередачи, которая поддерживается посредством пары опор 12. Например, монитор 100 линий электропередачи может устанавливаться на линии 10 электропередачи в местоположении, которое является равноотстоящим или практически равноотстоящим от опор 12, как проиллюстрировано на фиг. 20. Ближайший объект 15 (например, дерево или земля) ниже линии 10 электропередачи обнаруживается, и расстояние d1 до объекта 15 измеряется посредством монитора 100 линий электропередачи. Согласно варианту осуществления настоящего изобретения, монитор 100 линий электропередачи является небольшим и легким, к примеру, с длиной приблизительно в 16,5 дюймов и меньше 25 фунтов, дополнительно способствуя простой установке монитора 100 линий электропередачи на линии 10 электропередачи.[0075] With reference to FIG. 20, a real-time dynamic power line monitor 100 is shown mounted on the power line 10, according to an embodiment of the present invention. In one embodiment, the power line monitor 100 may be installed at a location along a power line 10 that is supported by a pair of poles 12. For example, the power line monitor 100 may be installed on a power line 10 at a location that is equally spaced or substantially equally spaced from the poles 12. as illustrated in FIG. 20. The nearest object 15 (for example, wood or earth) below the power line 10 is detected, and the distance d1 to the object 15 is measured by the power line monitor 100. According to an embodiment of the present invention, the power line monitor 100 is small and lightweight, for example, with a length of approximately 16.5 inches and less than 25 pounds, further facilitating the easy installation of the power line monitor 100 on the power lines 10.

[0076] Со ссылкой на фиг. 21A и 21B, вращение и наклон динамического монитора 100 линий электропередачи в реальном времени, установленного на линии электропередачи, проиллюстрированы, согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Монитор 100 линий электропередачи, в одном варианте осуществления, определяет и/или измеряет величину вращения (см. фиг. 21 А) через акселерометр 113 (например, MEMS-акселерометр), описанный выше. Дополнительно, монитор 100 линий электропередачи, в одном варианте осуществления, определяет и/или измеряет величину наклона (см. фиг. 2IB) через акселерометр 113. Поскольку монитор 100 линий электропередачи устанавливается на линии 10 электропередачи в ее местоположении, вращение и наклон линии 10 электропередачи в местоположении, в котором устанавливается монитор 100 линий электропередачи, могут извлекаться из измеренного вращения и наклона монитора 100 линий электропередачи. Вращение и наклон линии 10 электропередачи могут вызываться, например, посредством ветра и атмосферных осадков.[0076] With reference to FIG. 21A and 21B, rotation and tilt of the real-time dynamic power line monitor 100 mounted on the power line are illustrated according to an embodiment of the present invention. A power line monitor 100, in one embodiment, senses and / or measures the amount of rotation (see FIG. 21 A) through an accelerometer 113 (eg, a MEMS accelerometer) described above. Additionally, the power line monitor 100, in one embodiment, determines and / or measures the amount of tilt (see FIG. 2IB) through the accelerometer 113. Since the power line monitor 100 is mounted on the power line 10 at its location, the rotation and inclination of the power line 10 at the location where the power line monitor 100 is installed, can be extracted from the measured rotation and tilt of the power line monitor 100. The rotation and inclination of the power transmission line 10 can be caused, for example, by wind and precipitation.

[0077] Со ссылкой на фиг. 22, система 200 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения включает в себя множество динамических мониторов 210 линий электропередачи в реальном времени и станцию 220 мониторинга. Каждый из динамических мониторов 210 линий электропередачи в реальном времени может иметь конфигурацию, идентичную или аналогичную конфигурации динамического монитора 100 линий электропередачи в реальном времени, описанного выше. В одном варианте осуществления, мониторы 210 линий электропередачи могут устанавливаться в различных местоположениях вдоль идентичной линии 10 электропередачи, которая поддерживается посредством опор 12, как проиллюстрировано на фиг. 22.[0077] With reference to FIG. 22, a real-time power line dynamic monitoring system 200 according to another embodiment of the present invention includes a plurality of real-time power line dynamic monitors 210 and a monitoring station 220. Each of the real-time dynamic power line monitors 210 may have a configuration identical or similar to the configuration of the real-time dynamic power line monitor 100 described above. In one embodiment, power line monitors 210 may be installed at various locations along an identical power line 10, which is supported by poles 12, as illustrated in FIG. 22.

Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в другом варианте осуществления, по меньшей мере, два из мониторов 210 линий электропередачи могут устанавливаться на отдельных линиях 10 электропередачи. Каждый из динамических мониторов 210 линий электропередачи в реальном времени включает в себя один или более датчиков 110, сконфигурированных с возможностью считывать в реальном времени, по меньшей мере, одно из температуры, позиции, тока, ускорения, вибрации, наклона, вращения или расстояния линии 10 электропередачи от ближайшего объекта 15 (например, дерева или земли) ниже линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, мониторы 210 линий электропередачи могут быть сконфигурированы с возможностью отправлять сигнал, содержащий информацию свойства линии 10 электропередачи, считываемую посредством одного или более датчиков монитора 210 линий электропередачи, в станцию 220 мониторинга и/или друг другу. Иными словами, один из мониторов 210 линий электропередачи может отправлять сигнал в другой из мониторов 210 линий электропередачи, к примеру, в ближайший из мониторов 210 линий электропередачи. Таким образом, мониторы 210 линий электропередачи могут ретранслировать сигналы в станцию 220 мониторинга на большое расстояние. Кроме того, мониторы 210 линий электропередачи могут обмениваться информацией между собой. Станция 220 мониторинга может включать в себя компьютер, сконфигурированный с возможностью анализировать и сохранять информацию, принимаемую из одного или более мониторов 210 линий электропередачи, а также формировать растровые копии, отображающие информацию. В одном варианте осуществления, каждый из мониторов 210 линий электропередачи может быть удаленно программируемым, к примеру, через станцию 220 мониторинга. Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения, система 200 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени может включать в себя только один динамический монитор 210 линий электропередачи в реальном времени и станцию 220 мониторинга, и один монитор 210 линий электропередачи отправляет сигнал, содержащий информацию свойства линии 10 электропередачи, считываемую посредством одного или более датчиков монитора 210 линий электропередачи, в станцию 220 мониторинга.However, the present invention is not limited to this, and in another embodiment, at least two of the power line monitors 210 may be mounted on separate power lines 10. Each of the real-time dynamic power line monitors 210 includes one or more sensors 110 configured to read in real time at least one of a temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation, or distance of a line 10 power lines from a nearby facility 15 (e.g., wood or earth) below a power line 10. In one embodiment, the power line monitors 210 may be configured to send a signal containing property information of the power line 10 read by one or more sensors of the power line monitor 210 to the monitoring station 220 and / or to each other. In other words, one of the power line monitors 210 can send a signal to the other of the power line monitors 210, for example, to the nearest of the power line monitors 210. Thus, power line monitors 210 can relay signals to monitoring station 220 over a long distance. In addition, power line monitors 210 can exchange information with each other. Monitoring station 220 may include a computer configured to analyze and store information received from one or more power line monitors 210, as well as generate raster copies displaying the information. In one embodiment, each of the power line monitors 210 may be remotely programmable, for example, through a monitoring station 220. According to another embodiment of the present invention, the real-time power line dynamic monitoring system 200 may include only one real-time dynamic power line monitor 210 and a monitoring station 220, and one power line monitor 210 sends a signal containing property information of the power line 10 read by one or more sensors of the monitor 210 power lines to the station 220 monitoring.

[0078] Со ссылкой на фиг. 23, показаны этапы способа 300 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Хотя способ 300 описывается в данном документе относительно динамического монитора 100 линий электропередачи в реальном времени и/или системы 200 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени, описанных выше, способ 300 или, по меньшей мере, некоторые его этапы могут выполняться с использованием динамического монитора линий электропередачи в реальном времени и/или системы динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно другим вариантам осуществления настоящего изобретения.[0078] With reference to FIG. 23, the steps of a method 300 for dynamic monitoring of power lines in real time according to an embodiment of the present invention are shown. Although the method 300 is described herein with respect to the dynamic real-time power line monitor 100 and / or the real-time dynamic power line monitoring system 200 described above, the method 300 or at least some of its steps may be performed using a dynamic line monitor real-time power lines and / or real-time power line dynamic monitoring systems according to other embodiments of the present invention.

[0079] В одном варианте осуществления, способ 300 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени включает в себя этап 310 установки динамического монитора 100 линий электропередачи в реальном времени на линии 10 электропередачи. Монитор 100 линий электропередачи устанавливается на отрезке провода линии 10 электропередачи, к примеру, алюминиевого провода, имеющего подходящий диаметр и напряжение. Например, линия 10 электропередачи может представлять собой провод с диаметром в 2 дюйма и может иметь напряжение 100 кВ. Тем не менее, варианты осуществления настоящего изобретения не ограничены этим. На этапе 310, монитор 100 линий электропередачи устанавливается на линии 10 электропередачи в то время, когда кожух 102 находится в открытой позиции, так что отрезок линии 10 электропередачи принимается в полость 104, и более конкретно, в канал 155 монитора 100 линий электропередачи через промежуток 108 (см. фиг. 6). Монитор 100 линий электропередачи, в силу своей конструкции согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, может устанавливаться на линии 10 электропередачи в то время, когда линия 10 электропередачи находится под напряжением, с помощью технологии с использованием непосредственных прикосновений руками или штанги для работы под напряжением.[0079] In one embodiment, the method 300 for dynamic monitoring of power lines in real time includes the step 310 of installing a dynamic monitor 100 power lines in real time on the power line 10. The power line monitor 100 is mounted on a length of wire of the power line 10, for example, an aluminum wire having a suitable diameter and voltage. For example, the power line 10 may be a wire with a diameter of 2 inches and may have a voltage of 100 kV. However, embodiments of the present invention are not limited to this. At step 310, the power line monitor 100 is installed on the power line 10 while the casing 102 is in an open position, so that a portion of the power line 10 is received into the cavity 104, and more specifically, into the channel 155 of the power line monitor 100 through the gap 108 (see Fig. 6). The power line monitor 100, by its construction according to the embodiments of the present invention, can be mounted on the power line 10 while the power line 10 is energized using direct-touch technology or a live power rod.

[0080] Способ 300, в одном варианте осуществления, включает в себя этап 320 перемещения кожуха 102 монитора 100 линий электропередачи в закрытую позицию, чтобы удерживать монитор 100 линий электропередачи на отрезке линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, этап 320 включает в себя перемещение, по меньшей мере, одной из части 140 крышки или базовой части 120 относительно другой в закрытую позицию кожуха 102, чтобы удерживать отрезок линии 10 электропередачи в полости 104, и более конкретно, в канале 155. На этапе 320, передвижной болт 105 поворачивается для того, чтобы перемещать, по меньшей мере, одну из части 140 крышки или базовой части 120 относительно другой в закрытую позицию кожуха 102. В одном варианте осуществления, передвижной болт 105 поворачивается дальше после того, как кожух 102 находится в закрытой позиции, так что прижим 106 зацепляет монитор 100 линий электропередачи на линии 10 электропередачи. В связи с этим, монитор 100 линий электропередачи может удерживаться в фиксированной позиции на линии 10 электропередачи. Как пояснено выше относительно этапа 310, кожух 102 монитора 100 линий электропередачи может перемещаться в закрытую позицию, чтобы удерживать монитор 100 линий электропередачи на отрезке линии 10 электропередачи в то время, когда линия 10 электропередачи находится под напряжением, с помощью технологии с использованием непосредственных прикосновений руками или штанги для работы под напряжением.[0080] The method 300, in one embodiment, includes a step 320 of moving the case 102 of the power line monitor 100 to a closed position to hold the power line monitor 100 on a portion of the power line 10. In one embodiment, step 320 includes moving at least one of the lid portion 140 or the base portion 120 relative to the other to the closed position of the casing 102 to hold a portion of the power line 10 in the cavity 104, and more specifically, in the channel 155 At step 320, the movable bolt 105 is rotated in order to move at least one of the cover portion 140 or the base portion 120 relative to the other to the closed position of the casing 102. In one embodiment, the movable bolt 105 is rotated further after to the burner 102 is in the closed position, so that the clip 106 engages the monitor 100 power lines on the power line 10. In this regard, the power line monitor 100 may be held in a fixed position on the power line 10. As explained above with respect to step 310, the casing 102 of the power line monitor 100 can be moved to a closed position to hold the power line monitor 100 on a portion of the power line 10 while the power line 10 is energized using direct-touch technology or power rods.

[0081] Способ 300, в одном варианте осуществления, включает в себя этап 330 питания монитора 100 линий электропередачи с использованием тока линии 10 электропередачи. Монитор 100 линий электропередачи может включать в себя трансформатор тока, используемый для того, чтобы питать компьютер и датчики монитора 100 линий электропередачи с использованием тока линии 10 электропередачи. В связи с этим, монитор 100 линий электропередачи может быть самопитаемым через ток линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, измеряется ток линии 10 электропередачи, и трансформатор тока может использоваться для измерения тока линии 10 электропередачи. В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи включает в себя электронный переключатель, который, после того, как монитор 100 линий электропередачи запитывается через трансформатор тока и ток линии 10 электропередачи, переключается таким образом, что трансформатор тока измеряет ток линии 10 электропередачи.[0081] The method 300, in one embodiment, includes a step 330 for powering a power line monitor 100 using current from a power line 10. The power line monitor 100 may include a current transformer used to power the computer and the sensors of the power line monitor 100 using the current of the power line 10. In this regard, the power line monitor 100 may be self-feeding through the current of the power line 10. In one embodiment, the current of the transmission line 10 is measured, and a current transformer can be used to measure the current of the transmission line 10. In one embodiment, the power line monitor 100 includes an electronic switch that, after the power line monitor 100 is energized via a current transformer and the current of the power line 10, is switched so that the current transformer measures the current of the power line 10.

[0082] В одном варианте осуществления, способ 300 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени дополнительно включает в себя этап 340 считывания температуры линии 10 электропередачи в реальном времени. Температура линии 10 электропередачи измеряется посредством температурного датчика 114 в местоположении линии 10 электропередачи, которое находится в полости 104, и более конкретно, в канале 155 кожуха 102. Температурный датчик 114 может представлять собой термопару или инфракрасное устройство измерения температуры. В одном варианте осуществления, температурный датчик 114 измеряет температуру целевого участка 195 для считывания температуры, который находится в контакте с линией 10 электропередачи, так что температура целевого участка 195 для считывания температуры является идентичной или практически идентичной температуре линии 10 электропередачи. Целевой участок 195 для считывания температуры, в одном варианте осуществления, анодируется с чернением и имеет коэффициент излучения в единицу или приблизительно в единицу, по меньшей мере, на целевой поверхности 198, на которой температурный датчик 114 измеряет температуру, так что может получаться точное измерение температуры.[0082] In one embodiment, the method 300 for dynamic monitoring of power lines in real time further includes a step 340 for reading the temperature of the power line 10 in real time. The temperature of the transmission line 10 is measured by a temperature sensor 114 at the location of the transmission line 10, which is located in the cavity 104, and more specifically, in the channel 155 of the casing 102. The temperature sensor 114 may be a thermocouple or an infrared temperature measuring device. In one embodiment, the temperature sensor 114 measures the temperature of the temperature sensing target portion 195 that is in contact with the power transmission line 10, so that the temperature of the temperature sensing target portion 195 is identical or substantially identical to the temperature of the power transmission line 10. The temperature reading target section 195, in one embodiment, is blackened anodized and has an emissivity of one or about one at least on the target surface 198 on which the temperature sensor 114 measures the temperature, so that an accurate temperature measurement can be obtained .

[0083] Способ 300, в одном варианте осуществления, включает в себя этап 350 считывания вибрации, ускорения, наклона и/или вращения линии 10 электропередачи в реальном времени. В одном варианте осуществления, частотный спектр вибраций и/или наклон и вращение линии 10 электропередачи измеряются с использованием акселерометра 113, который может представлять собой MEMS-акселерометр. Например, акселерометр 113 может измерять частотный спектр, в котором вибрирует линия 10 электропередачи, который может представлять собой галопирующую вибрацию или вибрацию под действием ветра с низкой амплитудой, вызываемую посредством ветра, которая может приводить к усталости конструкций в линии 10 электропередачи.[0083] The method 300, in one embodiment, includes a step 350 for reading vibration, accelerating, tilting and / or rotating the power transmission line 10 in real time. In one embodiment, the vibrational frequency spectrum and / or the slope and rotation of the power line 10 are measured using an accelerometer 113, which may be a MEMS accelerometer. For example, the accelerometer 113 may measure the frequency spectrum in which the power line 10 vibrates, which may be galloping vibration or low-amplitude wind induced by the wind, which can lead to fatigue of structures in the power line 10.

[0084] В одном варианте осуществления, способ 300 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени дополнительно включает в себя этап 360 считывания расстояния линии 10 электропередачи от ближайшего объекта в реальном времени. Монитор 100 линий электропередачи может использоваться для того, чтобы определять и измерять расстояние d1 до ближайшего объекта 15 (см. фиг. 20), такого как дерево, земля или любой другой объект ниже монитора 100 линий электропередачи. Расстояние d1 измеряется в реальном времени с использованием датчика 115 расстояния, который может представлять собой лидарный датчик. Например, расстояние d1 может варьироваться в реальном времени вследствие ветра, атмосферных осадков, температуры окружающей среды или температуры линии 10 электропередачи, что может вызывать провисание при повышенных температурах, к примеру, вызываемых посредством сильного тока, проходящего через линию 10 электропередачи.[0084] In one embodiment, the method 300 for dynamic monitoring of power lines in real time further includes the step 360 of reading the distance of the power line 10 from the nearest object in real time. The power line monitor 100 can be used to determine and measure the distance d1 to the nearest object 15 (see FIG. 20), such as a tree, earth, or any other object below the power line monitor 100. The distance d1 is measured in real time using the distance sensor 115, which may be a lidar sensor. For example, the distance d1 may vary in real time due to wind, precipitation, ambient temperature, or the temperature of the transmission line 10, which may cause sagging at elevated temperatures, for example, caused by strong current passing through the transmission line 10.

[0085] Способ 300, в одном варианте осуществления, включает в себя этап 370 передачи сигнала в станцию 220 мониторинга. Сигнал, включающий в себя информацию, считываемую посредством одного или более датчиков 110, передается из монитора линий электропередачи 10 посредством антенны 112 в реальном времени. В одном варианте осуществления, антенна 112 передает радиоволновой сигнал в станцию 220 мониторинга. Согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, в силу конструкции монитора 100 линий электропередачи, сигнал эффективно передается из антенны 112, тогда как коронный разряд из антенны 112 предотвращается или практически предотвращается. Станция 220 мониторинга или центр управления может представлять собой любую подходящую станцию, сконфигурированную с возможностью принимать сигнал из антенны 112 монитора 100 линий электропередачи. В одном варианте осуществления, монитор 100 линий электропередачи может передавать сигнал более чем в одну станцию 220 мониторинга.[0085] Method 300, in one embodiment, includes a step 370 of transmitting a signal to monitoring station 220. A signal including information read by one or more sensors 110 is transmitted from the power line monitor 10 via an antenna 112 in real time. In one embodiment, antenna 112 transmits a radio wave signal to monitoring station 220. According to embodiments of the present invention, due to the construction of the power line monitor 100, the signal is efficiently transmitted from the antenna 112, while corona discharge from the antenna 112 is prevented or practically prevented. The monitoring station 220 or the control center may be any suitable station configured to receive a signal from the antenna 112 of the power line monitor 100. In one embodiment, the power line monitor 100 may transmit a signal to more than one monitoring station 220.

[0086] Способ 300, в одном варианте осуществления, включает в себя этап 380 передачи сигнала в другой монитор линий электропередачи. Сигнал, включающий в себя информацию, считываемую посредством одного или более датчиков 110, передается из монитора линий электропередачи 10 посредством антенны 112 в реальном времени. Сигнал, в одном варианте осуществления, передается из одного монитора 100 линий электропередачи в один или более других мониторов 100 линий электропередачи. Например, сигнал может передаваться из первого монитора 100 линий электропередачи в один или более вторых мониторов 100 линий электропередачи, установленных на линии 10 электропередачи, идентичной линии электропередачи первого монитора 100 линий электропередачи, либо на одной или более других линиях 10 электропередачи. Каждый из вторых мониторов 100 линий электропередачи может, в свою очередь, передавать сигнал, включающий в себя информацию, считываемую посредством первого монитора 100 линий электропередачи, а также информацию, считываемую посредством второго монитора 100 линий электропередачи. Таким образом, большой объем информации, считываемой в различных местоположениях вдоль одной или более линий электропередачи, может передаваться на большое расстояние в одну или более станций 220 мониторинга. Дополнительно, в одном варианте осуществления, сигнал может передаваться из одного монитора 100 линий электропередачи в один или более других мониторов 100 линий электропередачи и также непосредственно в станцию 220 мониторинга, как описано выше относительно этапа 370.[0086] Method 300, in one embodiment, includes a step 380 for transmitting a signal to another power line monitor. A signal including information read by one or more sensors 110 is transmitted from the power line monitor 10 via an antenna 112 in real time. A signal, in one embodiment, is transmitted from one power line monitor 100 to one or more other power line monitors 100. For example, a signal may be transmitted from a first power line monitor 100 to one or more second power line monitors 100 installed on a power line 10 identical to the power line of the first power line monitor 100, or on one or more other power lines 10. Each of the second power line monitors 100 may, in turn, transmit a signal including information read by the first power line monitor 100, as well as information read by the second power line monitor 100. Thus, a large amount of information read at various locations along one or more power lines can be transmitted over a long distance to one or more monitoring stations 220. Additionally, in one embodiment, the signal may be transmitted from one power line monitor 100 to one or more other power line monitors 100 and also directly to the monitoring station 220, as described above with respect to step 370.

[0087] Способ 300, в одном варианте осуществления, включает в себя этап 390 отслеживания информации, передаваемой в станцию мониторинга. Как пояснено выше, станция 220 мониторинга или центр управления может представлять собой любую подходящую станцию, сконфигурированную с возможностью принимать сигнал из одного или более мониторов 100 линий электропередачи. Станция 220 мониторинга также может включать в себя компьютер для сохранения и анализа информационных данных, принимаемых из одного или более мониторов 100 линий электропередачи, а также для формирования сигналов тревоги и/или растровых копий, отображающих информацию, либо для последующей обработки или передачи информации пользователю. В одном варианте осуществления, информация в реальном времени принимается посредством станции 220 мониторинга и отслеживается непосредственно в качестве информации в реальном времени. Тем не менее, в другом варианте осуществления, информация в реальном времени, принимаемая посредством станции 220 мониторинга, может отслеживаться или анализироваться, например, вместе с ранее собранными данными, оцененными параметрами (например, оцененными погодными параметрами) и/или прогнозами на сутки вперед.[0087] Method 300, in one embodiment, includes a step 390 for tracking information transmitted to a monitoring station. As explained above, the monitoring station 220 or the control center may be any suitable station configured to receive a signal from one or more power line monitors 100. Monitoring station 220 may also include a computer for storing and analyzing information data received from one or more power line monitors 100, as well as for generating alarms and / or raster copies displaying the information, or for subsequent processing or transmission of information to the user. In one embodiment, real-time information is received by monitoring station 220 and monitored directly as real-time information. However, in another embodiment, real-time information received by monitoring station 220 may be monitored or analyzed, for example, together with previously collected data, estimated parameters (e.g., estimated weather parameters) and / or day-ahead forecasts.

[0088] Хотя в одном варианте осуществления способ 300 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени может включать в себя каждый из этапов, описанных выше и показанных на фиг. 23, в других вариантах осуществления настоящего изобретения, в способе динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени могут отсутствовать один или более этапов, описанных выше и показанных на фиг. 23, и/или могут выполняться дополнительные этапы. Дополнительно, в способе 300 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно одному варианту осуществления, этапы могут выполняться в порядке, проиллюстрированном на фиг. 23. Тем не менее, настоящее изобретение не ограничено этим, и в способе динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно другим вариантам осуществления настоящего изобретения, этапы, описанные выше и показанные на фиг. 23, могут выполняться в любой другой подходящей последовательности.[0088] Although in one embodiment, the method 300 for dynamic monitoring of power lines in real time may include each of the steps described above and shown in FIG. 23, in other embodiments of the present invention, in a method for dynamically monitoring power lines in real time, one or more of the steps described above and shown in FIG. 23, and / or additional steps may be performed. Additionally, in the method 300 for dynamic monitoring of power lines in real time according to one embodiment, the steps may be performed in the order illustrated in FIG. 23. However, the present invention is not limited to this, and in a method for dynamically monitoring power lines in real time according to other embodiments of the present invention, the steps described above and shown in FIG. 23 may be performed in any other suitable sequence.

[0089] Согласно одному или более вариантов осуществления настоящего изобретения, монитор линий электропередачи при присоединении к большинству критических пролетов линии электропередачи (т.е. пролетов с наименьшей величиной зазора до земли) и в сочетании с местными погодными данными может использоваться для того, чтобы вычислять динамические режимы нагрузки линий электропередачи в реальном времени с использованием общепринятого теоретического обоснования, такого как IEEE 738-2012 "Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors". Посредством накопления этих данных в сочетании с прогнозом погоды на каждый день, можно компоновать интеллектуальный алгоритм, который должен предсказывать режим максимальной нагрузки линий на следующий день с использованием прогноза погоды на следующий день. Таким образом, с использованием монитора линий электропередачи согласно вариантам осуществления настоящего изобретения, можно увеличивать или максимизировать емкость сетей линий электропередачи. Помимо этого, если прогноз погоды оказывается некорректным, монитор линий электропередачи представляет собой защитное устройство, которое может отправлять сигнал для того, чтобы предупреждать оператора системы линий электропередачи в отношении того, что в ближайшее время произойдет или уже произошло нарушение зазора. Это должно давать возможность операторам предпринимать одно или более корректирующих действий (например, уменьшение тока через линию электропередачи и/или перемещение нагрузки из линии электропередачи в одну или более других линий электропередачи) до того, как возникает нарушение зазора.[0089] According to one or more embodiments of the present invention, a power line monitor, when connected to most critical power line spans (ie, spans with the smallest clearance to the ground) and in combination with local weather data, can be used to calculate real-time dynamic load modes of power lines using generally accepted theoretical justification, such as IEEE 738-2012 "Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors". By accumulating this data in combination with the daily weather forecast, an intelligent algorithm can be compiled that should predict the maximum line load on the next day using the next day weather forecast. Thus, using the power line monitor according to the embodiments of the present invention, it is possible to increase or maximize the capacity of the power line networks. In addition, if the weather forecast turns out to be incorrect, the power line monitor is a protective device that can send a signal in order to warn the operator of the power line system regarding what will happen or has already occurred gap violation. This should enable operators to take one or more corrective actions (for example, reducing current through the power line and / or moving the load from the power line to one or more other power lines) before the gap is violated.

[0090] Со ссылкой на фиг. 24, показаны этапы способа 400 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Способ 400 может осуществляться с использованием динамического монитора 100 линий электропередачи в реальном времени и/или системы 200 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени, описанных выше, например, или, по меньшей мере, некоторые его этапы могут выполняться с использованием динамического монитора линий электропередачи в реальном времени и/или системы динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени согласно другим вариантам осуществления настоящего изобретения. Кроме того, могут опускаться один или более этапов способа 400, описанного ниже, и/или могут выполняться один или более дополнительных этапов. Дополнительно, один или более этапов способа 300, описанного выше относительно фиг. 23, могут выполняться вместе с одним или более этапов способа 400.[0090] With reference to FIG. 24, the steps of a method 400 for dynamic monitoring of power lines in real time according to an embodiment of the present invention are shown. The method 400 may be implemented using a real-time dynamic power line monitor 100 and / or a real-time dynamic power line monitoring system 200 described above, for example, or at least some of its steps can be performed using a dynamic power line monitor in real time and / or systems for dynamic monitoring of power lines in real time according to other variants of implementation of the present invention. In addition, one or more steps of the method 400 described below may be omitted and / or one or more additional steps may be performed. Additionally, one or more steps of the method 300 described above with respect to FIG. 23 may be performed in conjunction with one or more steps of method 400.

[0091] В одном варианте осуществления, способ 400 динамического мониторинга линий электропередачи в реальном времени включает в себя этап 410 обеспечения динамического монитора линий электропередачи в реальном времени на критическом пролете линии электропередачи. Например, динамический монитор линий электропередачи в реальном времени может устанавливаться на линии электропередачи способом, аналогичным способу, описанному выше относительно этапа 310. Дополнительно, каждый из множества динамических мониторов линий электропередачи в реальном времени, например, может устанавливаться в соответствующем критическом пролете, поскольку критические пролеты могут варьироваться вследствие изменяющейся розы ветров и моделей погоды.[0091] In one embodiment, the method 400 for dynamic monitoring of power lines in real time includes the step 410 of providing a dynamic monitor of power lines in real time at a critical span of a power line. For example, a real-time dynamic power line monitor can be installed on the power line in a manner analogous to the method described above with respect to step 310. Additionally, each of the plurality of real-time dynamic power line monitors, for example, can be installed in a corresponding critical span, because critical spans may vary due to changing wind rose and weather patterns.

[0092] Способ 400 дополнительно включает в себя этап 420 накопления данных измерений из монитора линий электропередачи. Как описано выше, монитор линий электропередачи может считывать данные измерений в реальном времени, по меньшей мере, одного из температуры, позиции, тока, ускорения, вибрации, наклона или вращения линии электропередачи. Иными словами, монитор линий электропередачи, с использованием одного или более датчиков, может считывать данные измерений температуры окружающей среды, скорости и направления ветра, солнечного излучения и/или других погодных факторов, тока и температуры линии электропередачи, а также расстояния линии электропередачи от ближайшего объекта, как показано на этапе 450. Дополнительно, выполняется этап 430 вычисления динамических режимов нагрузки линий электропередачи в реальном времени, как описано выше. Иными словами, динамические режимы нагрузки линий электропередачи в реальном времени могут вычисляться с использованием накопленных данных измерений и общепринятого теоретического обоснования, такого как IEEE 738-2012 "Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors". Дополнительно, на этапе 440, посредством накопления данных в сочетании с прогнозом погоды на каждый день, может использоваться интеллектуальный алгоритм, который должен предсказывать режим максимальной нагрузки линий на следующий день с использованием прогноза погоды на следующий день вместе с данными состояний, накопленных от момента в прошлом. Данные измерений могут накапливаться и анализироваться посредством такого устройства, как удаленный компьютер или сервер базы данных, которое может располагаться в станции мониторинга, как описано выше.[0092] The method 400 further includes a step 420 of accumulating measurement data from a power line monitor. As described above, the power line monitor can read real-time measurement data from at least one of the temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt or rotation of the power line. In other words, a power line monitor, using one or more sensors, can read measurements of ambient temperature, wind speed and direction, solar radiation and / or other weather factors, current and temperature of the power line, and also the distance of the power line from the nearest object as shown in step 450. Additionally, step 430 of calculating the dynamic load conditions of the power lines in real time is performed, as described above. In other words, real-time dynamic load modes of power lines can be calculated using accumulated measurement data and generally accepted theoretical justification, such as IEEE 738-2012 "Standard for Calculating the Current-Temperature Relationship of Bare Overhead Conductors". Additionally, at step 440, through the accumulation of data in conjunction with the daily weather forecast, an intelligent algorithm can be used that should predict the maximum line load on the next day using the next day weather forecast along with state data accumulated from a point in the past . Measurement data can be accumulated and analyzed using a device such as a remote computer or database server, which can be located in a monitoring station, as described above.

[0093] На этапе 450, измеряется расстояние линии электропередачи от ближайшего объекта, а на этапе 460, монитор линий электропередачи может определять фактическое нарушение зазора на основе измеренного расстояния. Кроме того, нарушение зазора может быть прогнозировано или предсказано на основе накопленных данных и алгоритма. Прогноз погоды также может использоваться при прогнозировании нарушения зазора. На этапе 470, если такое нарушение зазора обнаруживается или прогнозируется, может предприниматься корректирующее действие. Одно или более таких корректирующих действий могут включать в себя, например, уменьшение тока в линии электропередачи или перемещение нагрузки в одну или более смежных линий.[0093] At 450, the distance of the power line from the nearest object is measured, and at 460, the power line monitor can determine the actual gap violation based on the measured distance. In addition, a gap violation can be predicted or predicted based on accumulated data and an algorithm. The weather forecast can also be used in predicting gap violations. At step 470, if such a gap violation is detected or predicted, a corrective action may be taken. One or more of these corrective actions may include, for example, reducing current in the power line or moving the load to one or more adjacent lines.

[0094] Хотя чертежи и прилагаемое описание иллюстрируют некоторые примерные варианты осуществления монитора линий электропередачи и способа мониторинга линии электропередачи с его помощью, должно быть очевидным то, что новые аспекты настоящего изобретения также могут выполняться посредством использования альтернативных конструкций, размеров, форм и/или материалов в вариантах осуществления настоящего изобретения. Кроме того, в других вариантах осуществления, компоненты, описанные выше относительно одного варианта осуществления, могут включаться вместе или заменяться компонентами из других вариантов осуществления.[0094] Although the drawings and the accompanying description illustrate some exemplary embodiments of a power line monitor and a method for monitoring a power line using it, it should be apparent that new aspects of the present invention can also be implemented using alternative designs, sizes, shapes and / or materials in embodiments of the present invention. In addition, in other embodiments, the components described above with respect to one embodiment may be included together or replaced with components from other embodiments.

[0095] Вышеприведенное описание представлено в отношении конкретных вариантов осуществления изобретения. Специалисты в области техники, к которой относится это изобретение, должны принимать во внимание, что альтернативы и изменения описанных конструкций и способов работы могут осуществляться на практике без значительного отступления от принципов, сущности и объема этого изобретения.[0095] The above description is presented with respect to specific embodiments of the invention. Specialists in the technical field to which this invention relates should take into account that alternatives and changes to the described structures and methods of work can be implemented in practice without significantly departing from the principles, essence and scope of this invention.

Claims

1. A dynamic monitor of power lines in real time, containing:

- a casing mounted on a power line, the casing comprising:

base part; and

part of the cover connected to the base part and defining the cavity of the casing together with the base part, at least one of the part of the cover or base part is movable relative to the other between the open position of the casing, in which the length of the power line can be received in the cavity, and the closed position of the casing in which the length of the power line is held in the cavity, and part of the cover is made of semiconductor material;

- a sensor configured to read in real time at least one of a temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation, or distance to a nearby object; and

- an antenna in the cavity of the casing, the antenna being configured to transmit a signal including information read by the sensor from the monitor in real time.

2. A real-time dynamic power line monitor according to claim 1, wherein the thickness of a part of the lid is less than one tenth of the skin depth of a semiconductor material in which radio waves are blocked.

3. The real-time dynamic power line monitor according to claim 1, further comprising a first alignment portion and a second alignment portion corresponding to the first alignment portion and configured to engage the first alignment portion to align the cover portion to the base portion.

4. The dynamic monitor of power lines in real time according to claim 1, wherein the dynamic monitor of power lines in real time is powered by power line current.

5. The real-time dynamic power line monitor according to claim 1, wherein the sensor comprises at least one of a lidar sensor, a laser sensor, a temperature sensor or an accelerometer.

6. The real-time dynamic power line monitor according to claim 5, wherein the sensor comprises a temperature sensor, and the real-time dynamic power line monitor further comprises a target portion in contact with the power line, wherein the temperature sensor is configured to read a target temperature parts.

7. The real-time dynamic power line monitor according to claim 1, further comprising an electronics unit located in the housing and configured to receive information from the sensor and instruct the antenna to transmit a signal including said information.

8. A dynamic monitor of power lines in real time, containing:

- a casing mounted on a power line, the casing comprising:

base part; and

- a sensor configured to read in real time at least one of a temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation, or distance to a nearby object;

- an antenna in the cavity of the casing, the antenna being configured to transmit a signal including information read by a sensor from a monitor in real time; and

- the first alignment part and the second alignment part corresponding to the first alignment part and configured to engage the first alignment part to align the cover part on the base part, the first alignment part contains a cone-shaped protrusion extended toward the cover part, and the second alignment part contains a groove, having a shape corresponding to the shape of said protrusion for receiving said protrusion.

9. A dynamic monitor of power lines in real time, comprising:

- a casing mounted on a power line, the casing comprising:

base part; and

- an antenna in the cavity of the casing, the antenna being configured to transmit a signal including information read by a sensor from a monitor in real time;

moreover, the sensor contains a temperature sensor, and the dynamic power line monitor in real time further comprises a target part in contact with the power line, the temperature sensor configured to read the temperature of the target part, the target part containing an anodized blackened aluminum target portion.

10. A dynamic power line monitor in real time, comprising:

- a casing mounted on a power line, the casing comprising:

base part; and

- a movable bolt and a clamping part engaged with the movable bolt and containing a biasing mechanism that biases the casing in the direction of the open position, the clamping part can be lowered when turning the movable bolt in order to move the casing to the closed position, and can additionally be lowered with additional rotation of the movable bolts in order to hold the power line after the casing is in a closed position.

11. A system for dynamic monitoring of power lines in real time, comprising:

- a dynamic monitor of power lines in real time, containing:

a casing mounted on a power line, the casing comprising:

base part; and

a sensor configured to read in real time at least one of a temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation, or distance to a nearby object; and

an antenna in the cavity of the casing, the antenna being configured to transmit a signal including information read by the sensor from the monitor in real time; and

- a remote receiving device receiving a signal from a dynamic monitor of power lines in real time, and the remote receiving device contains a computer in order to accumulate data from the sensor and calculate dynamic load modes of power lines in real time for a critical span of a power line using data accumulated from the sensor, local weather data and the established algorithm.

12. The system for dynamic monitoring of power lines in real time according to claim 11, in which the remote receiving device comprises at least one of a monitoring station or another dynamic monitor of power lines in real time.

13. The system of dynamic monitoring of power lines in real time according to claim 11, in which the computer calculates the mode of maximum load lines for the power line the next day using the accumulated data and weather forecast the next day.

14. The system of dynamic monitoring of power lines in real time according to claim 11, wherein the system is configured to take corrective action based on at least one of the readable distance to the nearest object or calculated dynamic load modes of power lines in real time.

15. A method for dynamic monitoring of power lines in real time, the method comprising the steps of:

- provide a dynamic monitor of power lines in real time on a power line, and a dynamic monitor of power lines in real time contains:

a casing mounted on a power line, the casing comprising:

base part; and

an antenna in the cavity of the casing, the antenna being configured to transmit a signal including information read by the sensor from the monitor in real time;

- read in real time at least one of the temperature, position, current, acceleration, vibration, tilt, rotation or distance to the nearest object using the sensor of a dynamic monitor of power lines in real time; and

- transmit a signal including information read using a sensor to a remote receiving device in real time,

- while providing a dynamic monitor of power lines in real time on the power line contains a step that provides a dynamic monitor of power lines in real time on a critical span of the power line, and

- the method further comprises the step of calculating the dynamic load conditions of the power lines in real time using local weather data and the established algorithm.

16. The method according to p. 15, in which providing a dynamic monitor of power lines in real time on the power line includes the step of installing a dynamic monitor of power lines in real time on the power line while the power line is energized.

17. The method according to p. 16, in which the dynamic monitor of power lines in real time includes a casing including a base part and a cover part connected to the base part and defining a casing cavity together with the base part, and at least one of part of the cover or the base part is movable relative to another between the open position of the casing, in which part of the cover and the base part are spaced, and the closed position of the casing, while installing a dynamic monitor of power lines in real time on the power line troperedachi comprises the steps of:

- insert a segment of the power line between the cover portion and the base portion into the cavity while the casing is in an open position; and

- move at least one part of the cover or the base part relative to the other in a closed position to hold the length of the power line in the cavity.

18. The method of claim 15, wherein the sensor comprises at least one of a lidar sensor, a laser sensor, a temperature sensor, or an accelerometer.

19. The method of claim 15, wherein the remote receiving device comprises at least one of a real-time monitoring station or other dynamic power line monitor.

20. The method of claim 15, further comprising calculating a maximum line load condition for the power line the next day using data measured by a real-time dynamic power line monitor and the next day's weather forecast.

21. The method according to p. 15, further comprising the step of taking a corrective action based on at least one of the readable distance to the nearest object or calculated dynamic load modes of power lines in real time.

22. A method for dynamic monitoring of power lines in real time, the method comprising the steps of:

a casing mounted on a power line, the casing comprising:

base part; and

- while providing a dynamic monitor of power lines in real time on the power line includes the step of installing a dynamic monitor of power lines in real time on the power line at a time when the power line is energized, while installing a dynamic monitor of power lines in real time on the power line further comprises the step of installing a dynamic monitor of power lines in real time on Power transmission using live power rods or direct hand touch.